IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Septiembre/Octubre 2016 - 62

Ciberactivos Críticos
CIP-002

Controles
Gestión de Seguridad
CIP-003

* Criterios Bajo,
Medio y Alto
* Revisión de
15 Meses

* Ciberpolítica para
Bajo/Medio/Alto
* Liderazgo
* Delegados de
Documento

Personal y
Capacitación
CIP-004
* Concientización
* Capacitación
* Evaluación
de Riesgos
* Programa de Acceso

Gestión de Seguridad
de Sistemas
CIP-007

Informe de Incidentes
y Planificación de
Respuesta CIP-008

* Puertos y Servicios
* Parche de Seguridad
* Prevención de
Código Malicioso
* Monitoreo de Eventos
* Controles de Acceso

* Plan de Respuesta
de Ciberincidentes
* Implementación y
Prueba de Planes
de Respuesta
* Revisión del Plan
de Respuesta

Planes de
Recuperación de
Cibersistemas BES
CIP-009
* Planes de
Recuperación
* Implementación
del Plan y Prueba
* Revisión,
Actualización y
Comunicación
del Plan

Perímetros de
Seguridad Electrónica
CIP-005
* Parámetro de
Seguridad
Electrónica
* Gestión de
Acceso Remoto

Seguridad Física
CIP-006
* Plan
* Plan de Control
de Visitante
* Mantenimiento
y Prueba

Cambio de
Configuración y
Evaluación de
Vulnerabilidad CIP-010
* Proceso de Gestión
de Cambio de
Configuración
* Monitoreo y Control
* Evaluación de
Vulnerabilidad

Protección de
Información
CIP-011
* Proceso de
Protección de
Información
* Reuso y Disposición
de Sistema Eléctrico
Ciberactivo al
Por Mayor

imagen 2. Estándares actuales NERC CIP a partir de marzo de 2016.

dependientes de la informática e interconectados que muy
pocas personas, y tal vez, muy pocos líderes de la industria
de los suministros comprendan de forma completa e integral.
Lo que es manifiesto es el desafío y el esfuerzo por parte de
las empresas de suministros de asegurar y defender estos
sistemas, podría ser aún más difícil que los esfuerzos que los
agresores necesitan para infiltrar y causar daños serios. Es
importante notar que los métodos utilizados por los "hackers"
no fueron necesariamente sofisticados pero estuvieron bien
coordinados y demostraron la susceptibilidad de los sistemas
eléctricos. Traducción: los "hackers lo hicieron ver fácil".
Este escenario puede ser condiderado como una versión
"benigna" del ataque Aurora, ya que los relés solo fueron
abiertos de forma remota. Como no hubo un daño en el
equipo, los ingenieros pudieron operar el sistema de forma
manual. Los perpetradores eligieron cerrar los interruptores
del circuito fuera de fase, causando la condición de Aurora,
los resultados podrían haber sido mucho peores, incluyendo
una destrucción del equipo. En este caso, la recuperación
podría haber durado al menos varios meses y podría haber
requerido millones de dólares para reemplazar el equipo
dañado de producción y transmisión.
El DHS de los Estados Unidos, emitió un alerta el 25 de
febrero de 2006 que enfatizó que las empresas de energía
debían aislar las redes ICS de cualquier otra red incrustada,
especialmente, el Internet. Esta directiva fue fácil de sugerir,
sin embargo, resultó muy difícil su implementación. Los
líderes de la mayoría de las empresas, seguramente comprenden, de forma conceptual, la acción requerida, pero sin
una especificidad, estas directivas no son vistas como algo,
prácticamente implementable. De hecho, de acuerdo con el
boletín Monitor DHS ICS CERT, muchas partes afectadas
han luchado con este consejo, y el DHS ahora cree que este
es un primer factor a partir del cual BlackEnergy ingresó en
las redes de los Estados Unidos.
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ieee power & energy magazine

Como se destacó anteriormente, la Energy Policy Act of
2005 fue el mayor ímpetu para que FERC designara a NERC
como una organización de fiabilidad eléctrica en 2007. Tras
la aprobación de FERC, las normas de fiabilidad de NERC
se tornaron obligatorias dentro de los Estados Unidos. Estas
normas obligatorias incluyen los estándares CIP junto con un
número de requisitos adicionales para abordar la seguridad
de los activos informáticos dentro del sistema eléctrico al por
mayor. Estas normas son los únicos estándares de seguridad
informática obligatorios en toda la infraestructura de la red
eléctrica de los Estados Unidos. El cumplimiento de estos
estándares no protege a una entidad de todos los peligros.
Estos estándares iniciales, simplemente, no podrán cubrir
todos los riesgos imaginables. Considerando todo lo que sabemos hoy, un operador de suministros en alerta debe ir mucho
más allá que el cumplimiento del NERC o CIP nominal.

¿Qué necesita la Industria?
Teniendo en cuenta todos los riesgos destacados, cuáles son
las implicaciones para las empresas de energía de los Estados
Unidos, los servicios eléctricos y el sistema independiente de
operadores/organizaciones de transmisión regional que están
trabajando para cumplir con los requisitos NERC CIP? (Ver
Imagen 2 de los estándares NERC CIP.) En pocas palabras,
significa que tienen más trabajo por hacer para proteger sus
operaciones. Si bien el cumplimiento de las normas ha sido
un buen punto de partida para los servicios, el hecho es que
solo cierto equipo está cubierto (equipo considerado crítico)
mientras que otros dispositivos importantes no están incluidos en las disposiciones estándares. Por ejemplo, SCADA y
las subestaciones para las instalaciones de subtransmisión
y distribución no entrarían en los estándares. Los dispositivos seriales de comunicación, tales como los conversores
seriales Ethernet, no están especificados en estos estándares.
Ni navegadores web incrustados como en el UPS, incluidos
septiembre/octubre 2016



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