Viele Daten im Griff

Management

Big Data - Die beginnende IT-Evolution in der Branche könnte zu einem Schlüssel im Wettbewerb werden. Nur das Sammeln und Aufbewahren bringt EVU allerdings keinen Gewinn. Stattdessen gilt es, die Daten aufzubereiten und zu analysieren. So ist ein Nutzen entlang der gesamten Wertschöpfungskette möglich.

01. Oktober 2013

Versorger verfügen künftig über umfangreiche, strukturierte und unstrukturierte Daten, mit deren Analyse sie Geschäftsprozesse optimieren oder neue Geschäftsmodelle entwickeln könnten. Dazu zählen etwa auch Informationen von Apps auf mobilen Endgeräten, Internet-Portalen und von sozialen Medien.

»Vor allem der technologische Fortschritt in Form der Digitalisierung von Geschäfts- und Kundeninformationen sowie die rasant fortschreitende Nutzung von mobilen Internetzugängen und Übertragungsgeschwindigkeiten führte dazu, dass die Anzahl digitaler Daten auch in Energieunternehmen sprunghaft gestiegen ist«, beobachtet Mario Zillmann, Leiter Professional Services bei Lünendonk »Diese Daten werden vor allem durch die Kommunikation mit Kunden gewonnen sowie durch Sensoren in den Erzeugungs-, Übertragungs- und Verteilungsnetzen.« Ein Problem ist, das manche dieser Datenströme derzeit oft noch nicht entsprechend ausgewertet werden.

Hoher Wert der Analyse

Zillmann ist Autor des Lünendonk-Trendpapiers ›Big Data in der Energieversorgung – Spannungsfeld zwischen Regulatorien und verändertem Verbrauchsverhalten‹. Die Studie ist in fachlicher Zusammenarbeit mit dem SAS Institute entstanden.

Die bessere Nutzung von Sensordaten erhöhe beispielsweise die Verlässlichkeit der Netze und reduziert die Notwendigkeit manueller Eingriffe, führt die Studie aus. Regelmäßige Datenströme von elektronischen Sensoren werden bereits heute vielfach zu Überwachungszwecken in Echtzeit, für Verbrauchsanalysen oder Frühwarnsysteme in der Energieversorgung genutzt.

Ausfälle und Versorgungsengpässe können so frühzeitig vermieden werden. »Diese teilweise sehr komplexen und vielschichtigen Datenberge sinnvoll zu nutzen, ist Aufgabe für Analytiker und technologisch anspruchsvolle Analyse-Software und sollte in Energieunternehmen einen hohen Stellenwert einnehmen«, so Zillmann weiter.

Um sich auf den Umgang mit Big Data vorzubereiten, sollten Unternehmen unter anderem eine durchgängige Datenstrategie mit Datenmodellen und Datenarchitekturen entwickeln, empfehlen die Analysten in der Studie. Durch die Vielzahl von Datenquellen innerhalb und außerhalb des Unternehmens würde eine vorausschauende Entwicklung von Definitionen, wie diese Datensätze und Variablen einheitlich zu interpretieren sind, wichtig.

»Die Verdichtung und Analyse großer Datenmengen und die Anwendung von intelligenten Algorithmen werden die Entscheidungsqualität durch den Einsatz von Analysewerkzeugen wesentlich verbessern und Dateneinsichten ermöglichen, die bei konventioneller Aufbereitung verborgen geblieben wären«, ist sich Uwe Jürgens, Mitglied der Geschäftsleitung von SAS Deutschland, sicher.

»Für die Energiebranche sind solche Analysetechnologien von hoher Relevanz, da die anfallenden Daten feinkörnig und teilweise auch unstrukturiert sind, künftig annähernd in Echtzeit zur Verfügung stehen und damit zeitnahe Auswertungen ermöglichen.«

Störungen im Betrieb minimieren

Auch Konrad Mußenbrock, Business Development Energy von Altran, betont im Rahmen des Trendpapiers die Herausforderung, wirtschaftlichen Nutzen aus den großen Datenmengen – vor allem im Bereich der Erzeugung und des Verbrauchs – zu ziehen. »Viele Unternehmen haben das auch erkannt, es gibt zahllose Denkansätze zu verbesserten Prozessen oder neuen Geschäftsmodellen.« Er nennt als Beispiel etwa den dezentralen Lösungsanbieter von EnBW. »Und vor allem das Virtuelle Kraftwerk hat ja die Nutzung und Verarbeitung von großen Energiedatenmengen zur Grundlage.«

Nutzenfelder für Big Data sieht er entlang der gesamten Wertschöpfungskette. »Das Spektrum reicht von der Beschaffungs- und Portfoliooptimierung über die Organisationssteuerung und Prozessoptimierung bis hin zur Ausfallsicherung in der Erzeugung«, sowie zur Ressourcen- und Bedarfsplanung der Netzbetreiber. Daneben sieht er insbesondere im Endkundenbereich ein großes Potenzial für »neue Services und eine verbesserte Vertriebseffizienz«.

Der verschärfte Wettbewerb und der Kostendruck in der Energiebranche erfordern denn auch vermehrt die Auseinandersetzung mit möglichen Kosteneinsparpotenzialen, erläutern die Analysten innerhalb des Trendpapiers. Einer der größten Kostenblöcke für Energieversorger seien die Betriebskosten ihrer Anlagen zur Gewinnung, Speicherung und Verteilung von Energie-kapazitäten. Denn hier verbirgt sich im Störungsfall ein Risikofaktor für große finanzielle Schäden. Die Überwachung der Turbinen, Kraftwerke, Netze oder Energiespeicher in Echtzeit werde somit in Zukunft ein elementarer ökonomischer Gesichtspunkt sein.

Ohne den Einsatz von Big Data Tools könnten Störungen im Betriebsablauf nicht erkannt und ein Ausfall der Anlagen – und damit Lücken in der Energieversorgung – nicht verhindert werden. Real-time-Analyse ermögliche es den Energieversorgern durch präventive Kontrollen kostenintensive Störungsfälle zu minimieren und somit die Betriebskosten erheblich zu verringern.

Bis es bei Energieversorgungsunternehmen zum ganzheitlichen Einsatz von Analysemöglichkeiten für Big Data kommt, sind laut dem Lünendonk-Trendpapier noch einige Aufgaben zu erledigen. Die Komplexität der Big-Data-Projekte erfordere einen Kulturwandel in den EVU. »Die gewachsenen Strukturen einiger Energieversorger und deren starre IT-Prozesse behindern teilweise das Sammeln und Auswerten großer Datenvolumina«, so Mario Zillmann. Es finden sich beispielsweise häufig unklare Zuständigkeiten für die ganzheitliche Aufbereitung von Produktions-, Übertragungs-, Verbrauchs-, Kunden-, Finanz- und Marktdaten. »Zudem sind die Verarbeitungsmöglichkeiten für große Datenkapazitäten vielfach noch nicht auf die Analyse von Big Data ausgerichtet, da es vielerorts an leistungsfähigen Schnittstellen zwischen den unterschiedlichen Datenquellen sowie In-memory-Technologien mangelt.«

Nur rund die Hälfte der Energieunternehmen wisse denn auch, wie sie aus Massendaten Nutzen für ihr Geschäft ziehen könne. Dies ergab eine Studie der Economist Intelligence Unit (EIU) des britischen Wirtschaftsblattes The Economist im Auftrag der Deutschen Telekom. Die Telekom ist neben SAS und weiteren Playern ebenfalls ein Unternehmen, das im Big-Data-Bereich aktiv ist. Sie bietet Energieversorgern IT-Dienste wie Datenanalyse und Abrechnung aus der Cloud an.

Kunden im Blick

Über 40% der für die Studie befragten Unternehmen besitzen bisher keine Strategie, wie sie diese Massendaten auswerten können, oder haben gerade erst damit angefangen. Die Studie untersucht, wie diese Unternehmen auf Big Data vorbereitet sind und welche Auswirkungen das Thema auf ihre Organisationsstrukturen hat. Dafür wurden 250 Führungskräfte westeuropäischer Energieunternehmen befragt sowie Geschäftsführer und Industrie-Experten interviewt.

Bei der Auswertung der Massendaten gehe es nicht nur darum, die Daten in den Griff zu bekommen, sondern die richtigen Schlüsse aus der Datenvielfalt zu ziehen und sich Vorteile gegenüber Wettbewerbern zu verschaffen, so die Telekom weiter.

Mit Big-Data-Analysen würden Versorger die Abrechnung des Energieverbrauchs verbessern können. »Die Analysen erlauben bessere Verbrauchsprognosen. Damit steuern Versorger den Einkauf von Energie genauer als bisher.« Dank Big Data ließen sich auch Tarife besser auf verschiedene Kundengruppen zuschneiden oder unzufriedene Kunden leichter erkennen und somit die Kundenbindung erhöhen.

Da diese Auswertung vor allem von Experten angefertigt werden muss, fürchten die Unternehmen schon heute Personalengpässe, so die Studie. Deshalb wollen Versorger in den nächsten Jahren nicht nur in Analyseprogramme, sondern auch in Personal investieren.

Smarte Herausforderung

Ein weiterer Aspekt des Themas: Mit dem Einführen der Smart Meter wird sich die Datenflut um ein Vielfaches erhöhen. In einem Netz mit beispielsweise einer Million intelligenten Zählern können allein diese Geräte ein Datenvolumen von 1PB pro Jahr erzeugen. Laut IMS Research sind weltweit gegenwärtig 178 Millionen dieser sogenannten Smart Meter installiert, bis zum Jahr 2016 soll deren Zahl auf 343 Millionen steigen.

Dass es möglich ist, große Daten im Rahmen des Smart Metering zu handeln, zeigt ein Beispiel des Nachbars Dänemark: In einem der größten europäischen Smart-Metering-Projekte hat der dänische Energieversorger SEAS-NVE seine Netzinfrastruktur während der vergangenen vier Jahre vollständig auf intelligente Zähler umgestellt. Das Koblenzer Unternehmen Görlitz übernahm dabei die Aufgabe, die Messwerte zuverlässig abzufragen, zu verarbeiten und allen relevanten Systemen zur Verfügung zu stellen.

Mit Abschluss des Projektes im Jahr 2012 sind heute 400.000 intelligente Zähler installiert. Die dabei entstehenden Datenmengen stellten zunächst sowohl die beteiligten Systeme als auch die Anwender vor neue Herausforderungen. Täglich müssen nahezu zwei Millionen Lastgangdaten verarbeitet und revisionssicher gespeichert werden. Nicht nur die Erfassung, Verarbeitung und Speicherung der Daten sind von solchen neuen Größenordnungen betroffen. Auch die Prozesse und die Automatisierung von Abläufen mussten unter diesem Aspekt neu betrachtet werden.

Laut dem Koblenzer Unternehmen zeigen die Erfahrungen bei der Umsetzung dieses und anderer Projekte deutlich: Simulationen können die Bedingungen eines realen Betriebs nur begrenzt nachahmen. Denn die Beherrschbarkeit von Massendaten sei untrennbar mit einer unternehmensweiten Prozessintegration, -automatisierung und dem systemseitigen Einsatz von Workflows verknüpft. Nur so könnten Daten in die täglichen Prozesse eingebunden und die Datenkonsistenz zwischen den einzelnen Systemen sichergestellt werden.

Integrierte Plattform geplant

Die neuen Anforderungen, die sich im Bereich Smart Energy durch die Massendaten ergeben, sind Grund genug für einige Unternehmen, sich zu strategischen Kooperationen zusammenzuschließen. So zum Beispiel geschehen im April, als Teradata und die Siemens Smart Grid Division eine entsprechende Vereinbarung unterzeichneten.

Um ökonomisch bestehen und immer neuen regulatorischen Anforderungen entsprechen zu können, müssten sich die EVU in immer kürzeren Intervallen anfallende technische und betriebswirtschaftliche Daten zunutze machen, um den Betrieb ihrer Anlagen zu optimieren, so die beiden Unternehmen.

Southern California Edison und Oklahoma Gas and Electric managen und analysieren bereits große Datenmengen, um damit jene Services erbringen zu können, die für einen Spitzenplatz innerhalb der Branche notwendig sind, so Teradata weiter. »Mit solchen Lösungen haben Energieversorger beispielsweise bei Blackouts schnell Wiederherstellkosten und -zeiten im Blick und können ihre Kunden proaktiv und besser informieren.«

Abfragen zu Netzverlusten im Zusammenhang mit Herstellertypen, geografischen Lagen und Wetterdaten ermöglichten eine verbesserte Planung der Netze und Lastflüsse. Und weiß ein Betreiber um die Abhängigkeit der Abnutzung etwa eines Transformators von der Netzlast oder der Ölqualität, kann er das Gerät nach tatsächlichem Verschleiß und nicht mehr nach einem festen Rhythmus warten. »Werden geografische Daten implementiert, lassen sich Mitarbeiter darüber hinaus effizienter einsetzen.«

Siemens und Teradata planen im Rahmen ihrer Zusammenarbeit, erstmals die Integration von Betriebs- und Smart-Meter-Daten auf einer einzigen Plattform anzubieten und wollen so einen neuen Blick auf die Netzwerke ermöglichen.

»Nur das Sammeln und Aufbewahren von Daten bringt einem Energieversorger natürlich nicht einen einzigen Cent mehr Gewinn. Auch dem Kunden hilft das nicht, seinen Verbrauch zu verstehen«, so Hermann Wimmer, President, International Teradata. »Integriert und analysiert man die Daten aber auf unserer Plattform, können Versorger ihre Netze intelligent machen und aus den Daten, die Smart Meter oder Feldgeräte erzeugen, den Betrieb ihrer Infrastruktur optimieren und ihre Dienstleistungen und damit die Zufriedenheit ihrer Kunden erhöhen. Darin liegt der eigentliche Wert.«

Cloud als Lösung

Auch E.on Metering und IBM wollen bei der Entwicklung smarter Energielösungen kooperieren, wie sie Anfang September bekannt gaben. Ziel der Partner ist es eigenen Angaben zufolge, die Plattform-Services für Smart Metering und weitere Themen wie Smart Grid und Analytics national und international am Markt zu positionieren.

Die modulare, Service-orientierte Architektur soll bereits bestehende IT-Komponenten der Monitoring-Infrastruktur von E.on integrieren und diese um neue Analytics- und Geschäftsprozess-Komponenten ergänzen.

Der Kooperationsvertrag umfasst Migration und Hosting der Infrastruktur in einer privaten Cloud bei laufendem Betrieb sowie den Erwerb von Lizenzen für verschiedene IBM-Middleware- und Software-Produkte.

Die Plattform für Kunden des EVU soll im Rechenzentrum der IBM in Mainz betrieben werden. Das Hosting-Modell sei neu, so die beiden Partner: Bisher wurde die hierfür notwendige IT-Infrastruktur E.on-intern gemanagt. Beide Partner wollen die neue Plattform gemeinsam vermarkten und sukzessive weiterentwickeln.

Basis für Dienste

»Die neuen Tools ermöglichen deutlich hochwertigere Datenservices für Kunden, als dies bei den traditionellen Monitoring-Plattformen bisher möglich ist«, teilen die Partner weiter mit. Damit schafften sie die Grundlage für umfangreichere und individuellere Kundenservices, ermöglichten präzisere Prognosen über zukünftiges Verbrauchs- und Einspeiseverhalten und hülfen dadurch bei der Optimierung des Energie- und Kapitaleinsatzes sowie einem besseren Risikomanagement.

»Die Auswertung von Daten in Echtzeit in einem Smart Grid wird für Energieunternehmen vor allem durch die steigende Nutzung erneuerbarer Energien immer wichtiger«, ist sich Martin Hauske, verantwortlich für den Energiesektor bei IBM, sicher. »Für die Branche werden vor diesem Hintergrund fundierte Datenanalysen sowie die Optimierung von Prozessen zu mehr Wachstum und höherer Effizienz führen.«

Erschienen in Ausgabe: 08/2013