ESSEN / LONDON (IT BOLTWISE) – Eon-Chef Leonhard Birnbaum sagt, ein kompletter Schutz der Stromnetze vor Angriffen sei nicht möglich. Stattdessen setzt der Netzbetreiber auf Härten gegen Störungen, klare Wiederanlaufprozesse und schnellere Wiederherstellung nach Schäden. Gleichzeitig verweist Birnbaum auf jüngste Brände und Brandanschläge, die die Versorgung teils über Tage beeinträchtigt haben. Der Beitrag ordnet ein, wie sich solche Resilienz-Strategien technisch, marktseitig und regulatorisch umsetzen lassen.
Dass ein Energiesystem „komplett unangreifbar“ werden könnte, klingt für viele wie ein Versprechen aus einer anderen Sicherheitswelt. In einem Interview hat Eon-Chef Leonhard Birnbaum diese Erwartung nun klar relativiert: Ein vollständiger Schutz der Stromnetze vor Angriffen sei nicht erreichbar, selbst wenn sich Anlagen deutlich sicherer machen ließen. Die Aussage wirkt wie eine Abkehr von rein präventiven Hoffnungen hin zu einem modernen Sicherheitsverständnis, das Resilienz in den Mittelpunkt stellt: Angriffe sollen nicht zwangsläufig verhindert werden, aber ihre Wirkung soll begrenzt und die Wiederherstellung beschleunigt werden. Gerade im Umfeld zunehmender Störungen und möglicher Sabotage-Szenarien gewinnt diese Perspektive an Relevanz.
Technisch wird die Grenze „unmöglich“ schnell greifbar, sobald man die Architektur realer Verteil- und Übertragungsnetze betrachtet. Stromnetze sind verteilt, historisch gewachsen und verbinden physische Assets wie Umspannwerke, Kabeltrassen, Schaltanlagen und Kommunikationskomponenten zu einem Gesamtsystem. Selbst wenn Betreiber ihr Threat-Model laufend aktualisieren, bleiben Angriffsflächen bestehen: von kompromittierten Mitarbeiterschnittstellen über Manipulationen an Leit- und Schutztechnik bis zu Schwachstellen in Wartungsprozessen. Birnbaums Vergleich mit einem Haus, das man nicht vollständig einbruchssicher machen kann, passt deshalb gut zu einem nüchternen Ansatz: Sicherheitsmaßnahmen erhöhen die Hürde, aber sie eliminieren das Risiko nicht vollständig.
Aus dieser Sicht sind die zentralen Stellhebel weniger „ein einzelnes Sicherheitsprodukt“, sondern die Kette aus Detektion, Abschottung und Wiederanlauf. In der Praxis bedeutet das, dass Netzbetreiber ihre Netzleit- und Leittechnik so gestalten, dass Störungen nicht sofort das Gesamtsystem dominieren. Dazu gehören Segmentierungskonzepte, die Trennung kritischer Zustände, priorisierte Umschalt- und Wiederanschlussroutinen sowie eine ausgefeilte Incident-Response-Organisation. Besonders wichtig wird dabei die Zeitachse: Wie schnell lassen sich Ausfälle lokalisieren, wie geordnet können Teams eingreifen, und wie zügig kann eine kontrollierte Rückführung in den Normalbetrieb erfolgen? Genau an dieser Stelle verknüpfen sich IT-Sicherheit und Betriebssicherheit.
Marktseitig ist das Thema nicht nur bei Eon relevant. Deutschland verfügt über weitere große Verteilnetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber wie TenneT, Amprion und 50Hertz, die ähnliche physische und kommunikative Umfelder betreiben. Während der Wettbewerb zwischen den Betreibern traditionell über Qualität, Servicelevel und Investitionspläne läuft, verschiebt sich die Diskussion über Sicherheitsfähigkeit zunehmend in Richtung standardisierter Resilienz und messbarer Wiederherstellungskennzahlen. Branchenexperten betonen dabei, dass Unternehmen häufig besser darin sind, Systeme aufzurüsten, als ihre Betriebsabläufe für den Worst Case zu trainieren. Ein entscheidender Unterschied zeigt sich zwischen „Hardening“ im Regelbetrieb und „Operations Under Pressure“ bei echten Ereignissen.
Dass Angriffe nicht nur theoretisch sind, belegen die genannten Ereignisse: Ein Brand in einem Umspannwerk in Reutlingen hat nach ersten Ermittlungen zu Ausfällen geführt, und auch aus Berlin werden Brandanschläge auf die Stromversorgung berichtet. In solchen Fällen dauert es laut Darstellung teils mehrere Tage, bis die Versorgung vollständig wiederhergestellt ist. Das ist ein wichtiger Hinweis darauf, dass Resilienz mehr als Cyber-Phänomene betrifft: Wenn physische Infrastruktur getroffen wird, bestimmen Verfügbarkeit von Ersatzteilen, Fahrpläne für Instandsetzung, Transportlogistik und Genehmigungsprozesse die Wiederanlaufgeschwindigkeit. Damit rückt auch die Frage in den Fokus, wie Betreiber ihre Bereitschaftsketten mit Lieferanten und regionalen Einsatzstrukturen koordinieren.
Ein weiterer Marktimpuls liegt in der wachsenden Rolle von Daten, aber auch in den Grenzen ihres Nutzens. Künstliche Intelligenz kann Muster in Leitdaten, Telemetrie und Wartungsprotokollen frühzeitig erkennen und Abweichungen priorisieren, etwa um potenzielle Störereignisse schneller zu klassifizieren. Dennoch bleibt die Annahme „KI erkennt alles“ trügerisch, weil Brand- und Sabotageszenarien ebenso gut reale physische Schäden verursachen können, die erst nachgelagert sichtbar werden. Die Vergleichbarkeit zu anderen Branchen—etwa der IT-Security in der Cloud—hilft hier nur bedingt: In Stromnetzen hängt die Wirkung unmittelbar von der physikalischen Kopplung ab. Entscheidend ist daher die Kombination aus schneller Sensorik, robusten Betriebsabläufen und sauberer Governance.
Aus regulatorischer Perspektive liegt der Druck auf Betreiber in Richtung Nachweisbarkeit: Sicherheitskonzepte und Prozesse müssen in geeigneter Form dokumentiert, geübt und auditiert werden können. Gleichzeitig müssen Datenschutz und Vertraulichkeit gewahrt bleiben, denn Leitdaten und Betriebsinformationen sind oft hochsensibel. Bei der Auslegung von Monitoring-Lösungen stellt sich die Frage, welche Daten zulässig sind, wie lange sie gespeichert werden, und wie Zugriffe protokolliert werden. Auch wenn der konkrete Rechtsrahmen je nach Betreiberrolle variiert, folgt die Branche einem gemeinsamen Ziel: Risiko und Auswirkungen sollen beherrschbar werden, nicht nur theoretisch, sondern im Betrieb messbar. Genau hier gewinnt Birnbaums Aussage indirekt Gewicht: Wenn „100% Schutz“ nicht gilt, muss „funktionierende Rückkehr“ umso stärker unterlegt werden.
In die Zukunft gedacht, dürfte die Entwicklung weg von vereinzelten Schutzmaßnahmen hin zu integrierten Resilienz-Programmen gehen. Netzbetreiber werden ihr Portfolio aus Prävention, Detektion und Wiederanlauf enger verzahnen und die Zusammenarbeit mit Industriepartnern intensivieren—insbesondere dort, wo Lieferzeiten, Ersatzteilverfügbarkeit und Instandsetzungsressourcen den Engpass bilden. Für Entwickler und Integratoren entsteht damit ein klares Aufgabenfeld: Tools für Ereignis-Triage, automatisierte Dokumentations- und Freigabeprozesse sowie standardisierte Schnittstellen zwischen Betriebs- und Sicherheitsplattformen werden wertvoll. Der Wettbewerb verlagert sich zudem stärker auf messbare Betriebsfähigkeit nach Störungen: Wie schnell lässt sich ein Netz wieder in den stabilen Zustand führen, ohne Sekundärschäden zu verursachen?
In Summe beschreibt die Position von Eon-Chef Birnbaum weniger ein Scheitern als eine realistische Sicherheitsphilosophie. Stromnetze sind kritische Infrastrukturen mit hoher Komplexität und physischer Verwundbarkeit—damit ist „unverwundbar“ als Ziel zwar verständlich, aber operativ schwer erreichbar. Fortschritt entsteht vielmehr in der konsequenten Kombination aus technischer Härtung, belastbaren Betriebsabläufen, schnelleren Wiederherstellungswegen und geprüften Sicherheitskulturen. Wer heute in solche Fähigkeiten investiert, kann im Ernstfall weniger Zeit verlieren und die Folgen von Angriffen reduzieren—und genau diese Fähigkeit dürfte in den kommenden Jahren zum neuen Maßstab für Unternehmens- und Systemresilienz werden.
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