BOLOGNA / LONDON (IT BOLTWISE) – Hera zeigt mit dem Remote Control System, wie digitale Leittechnik im Alltag von Stadtwerken funktioniert. Das System bündelt Betriebsdaten aus Wasser-, Gas- und Stromnetzen und erlaubt eine zeitnahe Fernüberwachung sowie Steuerung über SCADA-Mechanismen. Entscheidend ist dabei nicht nur die Bedienoberfläche, sondern auch die Sicherheits- und Verfügbarkeitsarchitektur bei verteilten Anlagen. Für Betreiber bedeutet das: weniger Servicefahrten, schnellere Störungsreaktion und bessere Grundlage für netzseitige Investitionsentscheidungen.
Wenn Betreiber von Wasser- und Energieinfrastrukturen über „Digitalisierung“ sprechen, bleibt es häufig bei allgemeinen Versprechen. Beim Hera Remote Control System wird der Nutzen dagegen an einem konkreten Betriebsablauf greifbar: In einer Leitwarte reagieren Teams per Mausklick auf Ereignisse an einem abgelegenen Pumpstandort, obwohl die Anlage physisch weit entfernt ist. Gleichzeitig verschiebt sich die Arbeitslogik. Statt ausschließlich lokal zu messen, greifen Operatoren auf farbcodierte Echtzeit-Dashboards zu, die Durchfluss, Drücke oder Spannungen laufend abbilden. So entstehen kürzere Reaktionszeiten, weil Grenzwertverletzungen nicht erst auf dem Weg über Telefonketten „anklopfen“, sondern direkt sichtbar werden.
Technisch basiert das Remote Control System auf einer SCADA-Architektur (Supervisory Control and Data Acquisition), die mehrere Ebenen miteinander verbindet. Hera setzt dabei auf ein Zusammenspiel aus zentralen Leitwarten, regionalen Unterzentralen und lokalen Feldgeräten, die über sichere Datenverbindungen angebunden sind. Das System sammelt kontinuierlich Betriebsdaten aus hunderten dezentralen Anlagen – von Aufbereitungswerken über Druckstationen bis zu Stromumspannwerken – und überführt sie in ein konsistentes, betriebstaugliches Lagebild. Interessant ist die Brücke zwischen klassischer SPS-Steuerung (Speicherprogrammierbare Steuerungen) und modernen Netzwerkkomponenten, die Messdaten, Ereignisse und Steuerbefehle in einer einheitlichen Bedienwelt zusammenführt.
Damit das in der Praxis zuverlässig bleibt, braucht die Architektur mehr als nur „Daten sichtbar machen“. Hera beschreibt das System als modular konfigurierbar: Visualisierungen und Alarm-Schwellen lassen sich nach Regionen, Versorgungsart oder Kritikalität anpassen. Der Effekt für Operatoren ist konkret, weil Teams in Bologna andere Perspektiven verwenden als Kolleginnen und Kollegen, die Netze entlang der Adriaküste betreuen. Aus Wettbewerbssicht ist das relevant, denn vergleichbare Plattformen in der Industrie setzen ebenfalls auf Rollen- und Anlagenmodellierung, um Bedienfehler zu reduzieren. In vielen Umgebungen arbeiten Anbieter wie Siemens, Schneider Electric oder Honeywell mit Integrationsmustern, doch Hera positioniert den Ansatz klar als „konzernfähige“ Steuerungsschicht für heterogene Sparten.
Für den Markt zählt, dass ein System wie dieses nicht nur intern Nutzen stiftet, sondern als Referenzprojekt wirkt. Stadtwerke und kommunale Versorger, die mit Hera kooperieren oder sich an Ausschreibungen beteiligen, sehen eine große Player-Perspektive darauf, wie Fernsteuerung und Überwachung in komplexen Netzen funktionieren. Gerade im Outsourcing-Kontext – etwa wenn Betriebsführungsaufgaben ausgelagert werden – wird ein belastbares Fernsteuerungs- und Monitoring-Setup zur Eintrittsvoraussetzung: Externe Schnittstellen, wechselnde Lieferanten und unterschiedliche Anlagenbestände verlangen nach klaren Datenflüssen und stabilen Betriebsabläufen. Branchenexperten argumentieren dabei häufig, dass die Kombination aus Echtzeittransparenz und standardisierten Alarmprozessen die „Operational Readiness“ neuer Betreiber deutlich verkürzt.
Historisch betrachtet ist der Schritt von isolierten Leitungs- oder Pumpsteuerungen hin zu integrierten SCADA-Landschaften ein langer Prozess. In vielen Unternehmen begannen solche Digitalisierungen in den 2000er-Jahren schrittweise: Zuerst ging es um bessere Messwerterfassung, dann um Fernbedienung auf Teilstrecken, später um eine übergreifende Sicht auf Netze und Kennzahlen. Das Remote Control System knüpft daran an, indem es nicht bei Steuerung stehen bleibt, sondern auch Datenanalyse für Effizienz nutzt. Historische Messdaten helfen dabei, Störungsmuster zu erkennen, Alterungseffekte zu bewerten und Lastspitzen besser zu verteilen. Damit werden Entscheidungen weniger intuitiv und stärker datenbasiert, etwa wenn kritische Netzabschnitte früher erneuert werden.
Genau hier liegt ein zentraler Business-Impact, insbesondere im regulierten Umfeld Italiens. Energie- und Wasserversorgung unterliegt Vorgaben, die Effizienz, Ausfallraten und Servicequalität in die wirtschaftliche Betrachtung einpreisen. Hera verweist dabei auf die Regulierungsrolle der ARERA, die Kennzahlen und Rahmenbedingungen in die erlaubte Rendite einfließen lässt. Praktisch bedeutet das: Wer Netze stabiler und ressourcenschonender betreibt, kann regulatorische Anforderungen eher erfüllen und Risiken durch Strafzahlungen reduzieren. Das Remote Control System wirkt damit indirekt auf das Kostenprofil und das Risiko-Management des Unternehmens, weil weniger ungeplante Ausfälle und weniger „reaktiver“ Aufwand das Betriebsbudget entlasten können.
Mit jeder zusätzlichen Vernetzung steigt allerdings auch die Angriffsfläche. Für ein System dieser Kategorie sind Cybersecurity und Systemverfügbarkeit keine Nebenbedingungen, sondern Teil der Kernanforderung. Hera muss sicherstellen, dass bei Cyberangriffen, Kommunikationsstörungen oder Hardwareausfällen die Versorgung nicht gefährdet wird. Dafür sind segmentierte Netzstrukturen, regelmäßige Sicherheitsupdates und definierte Notfallübungen entscheidend, bei denen Teilbereiche temporär offline gehen dürfen, ohne dass das Gesamtsystem in eine riskante Betriebsroutine kippt. Aus Enterprise-Sicht ähnelt das Muster dem, was auch andere Industrien kennen: „Defense in Depth“ statt reiner Perimetersicherheit und klare Trennung zwischen Feld- und Leitebene.
In den kommenden Jahren dürfte sich der Fokus weiter verschieben: Weg von reinem Monitoring hin zu prädiktiverer Betriebsführung und effizienterer Anlagenplanung. Wenn Daten aus unterschiedlichen Sparten – Strom, Gas und Wasser – in einer gemeinsamen IT-Struktur zusammenlaufen, lassen sich Muster über Unternehmensgrenzen hinweg besser vergleichen, etwa bei Wartungszyklen oder Ausfallwahrscheinlichkeiten. Gleichzeitig bleibt die Herausforderung, Abhängigkeiten von einer einzigen zentralen Plattform zu begrenzen und Schnittstellen beherrschbar zu halten. Für Entwickler und Integrationspartner entsteht daraus ein klares Feld: Reibungsarme Datenpipelines, saubere Security-Modelle und robuste Betriebsprozesse, die auch bei Lastspitzen funktionieren. Das Remote Control System ist damit nicht nur ein Werkzeug, sondern ein organisatorischer Hebel, der die nächste Ausbaustufe digitaler Infrastruktur vorbereitet.
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