Paper Smart Meter - 1/2015

Smart meter Paper 1/2016

Lo Smart Meter.

Cuore di infrastrutture complesse

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Lo Smart Meter.

Cuore di infrastrutture complesse

Il presente paper prende spunto dalle riflessioni emerse durante il 2° Smart Utility Open Meter, svoltosi a Roma il 20 Gennaio 2015, presso il Centro di Studi Americani.

Energia Media ha voluto far proseguire la discussione e il confronto chiedendo agli esperti che vi hanno partecipato di approfondire il tema oggetto della giornata.

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Gli Smart Meter: cuore di infrastrutture complesse la cui gestione integrata ed efficiente porterà alle future Smart City Recentemente il Parlamento Italiano ha deliberato in merito all’attuazione della Direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica. In essa, all’art. 9, viene dato ampio spazio al tema della “misurazione e fatturazione dei consumi energetici”. In particolare viene sancito il concetto che ai clienti finali di energia elettrica, gas naturale, teleriscaldamento e teleraffreddamento vengano forniti contatori intelligenti individuali “che riflettano con precisione il consumo effettivo e forniscano informazioni sul tempo effettivo di utilizzo dell’energia”.

D’altra parte il Parlamento Europeo “giudica positivamente l’introduzione dei contatori intelligenti: almeno l’80% dei consumatori dovrebbe essere dotato di sistemi intelligenti di misurazione entro il 2020 (per l’energia elettrica)”. Per il gas naturale giudica altrettanto positivamente l’introduzione dei sistemi intelligenti di misurazione, invitando gli Stati Membri (o qualsiasi autorità competente da essi designata) a elaborarne un calendario per l’attuazione. Non esistono più alibi: l’introduzione dei contatori intelligenti è uno strumento indispensabile non solo per il sistema gas nazionale, ma per il conseguimento degli obiettivi generali della Comunità Europea e per le strategie dell’Unione (“Strategia Europa 2020”, “Energia 2020”). La parte “intelligente” di un moderno sistema di

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misurazione è ripartita sulle due funzioni principali di uno Smart Meter: effettuare misure della grandezza in questione (il volume di gas per esempio) in maniera sempre più affidabile (anche nel tempo), comunicare a distanza i dati di misura, secondo modalità e tempistiche adeguate. La parte più innovativa di uno Smart Meter risiede proprio nella parte “metrologica”: utilizzare un principio fisico di misura statico significa porre le basi per una performance metrologica di elevata efficienza e affidabilità. L’evento – che si è tenuto a Roma presso il Centro Studi Americani, il 20 gennaio 2015 – è stato l’occasione per fare il punto sull’attuazione della deliberazione 155/08, sui progetti di sperimentazione di telelettura multiservizio (deliberazione 393/2013/R/gas) ma soprattutto per porre davanti a istituzioni e utility la questione nella sua accezione più corretta: lo Smart Meter è il cuore di infrastrutture che cambieranno la fisionomia delle nostre città in ottica Smart City. Su questo serve una strategia paese che utilizzi secondo tutto il proprio potenziale un’infrastruttura di comunicazione condivisa tra più servizi (elettricità, gas, acqua, calore, illuminazione pubblica, gestione parcheggi, sensori di inquinamento acustico e ambientale, sensori per misurare il riempimento dei cassonetti, ecc.) per trasferire dati in grado di migliorare la vita dei cittadini e di fornire ai gestori tutte le informazioni per una gestione evoluta.

Smart Utility Open Meter è dunque un qualificato punto di incontro per una filiera strategica e integrata.

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INTRODUZIONE

La filiera industriale dell’energia e il ruolo centrale del cliente/consumatore di Furio Cascetta Seconda Università di Napoli

L’introduzione dello smart metering del gas ha prodotto, sin dall’inizio (delibera ARG/gas 155/08), un notevole fermento di opinioni ed un serrato confronto tra i vari soggetti coinvolti.

Lo smart metering, per sua natura, possiede la caratteristica di coinvolgere un gran numero di “attori” nella filiera industriale-energetica. Si passa dalla tradizione logica di prodotto (il cosiddetto contatore installato come singolo dispositivo presso l’utenza, detto stand-alone meter) alla più innovativa logica di sistema, con una serie di possibili architetture infrastrutturali.

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Dal prodotto, quindi, alla filiera industriale. All’inizio del dibattito sullo smart metering sono stati ancora i Costruttori Metrici a svolgere un ruolo centrale di traino, come fornitori di tecnologia di misura. Si è assistito ad un posizionamento dei Costruttori Metrici tra due diverse posizioni strategiche di mercato: quelli che hanno sviluppato moderne tecnologie statiche (digitali) di misura e quelli che hanno ritenuto investire nei cosiddetti contatori ibridi (tecnologia di misura meccanica-analogica-dinamica abbinata ad un’elettronica per la registrazione e trasmissione a distanza dei dati di misura). Successivamente il dibattito è stato proficuamente allargato alle Società di Distribuzione del gas, coinvolgendo anche i fornitori di tecnologie ICT di telecomunicazione. Il progetto smart metering è divenuto presto dominio di una forte collaborazione/confronto tra 3 aree tecniche: • i costruttori metrici • i distributori gas • le società di telecomunicazioni Lo smart metering non contiene quasi più nulla degli originari contenuti tecnici della cosiddetta telelettura (trasmissione a distanza unidirezionale del dato di misura, spesso in modalità “punto-punto” o M2M).

Oggi le infrastrutture di telecomunicazione consentono di realizzare sistemi sempre più evoluti: da AMR (Automatic Meter Reading) ad AMI (Advanced Metering Infrastructure). Gli enti normatori hanno sviluppato un notevole

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sforzo produttivo, studiando e normando standard di comunicazione, architetture, protocolli, interoperabilità, intercambiabilità, sicurezza.

Solo più recentemente l’attenzione dei “professionisti dello smart metering” si è spostata verso il consumatore. In effetti ci si è convinti (anche a livello internazionale) che i benefici ottenibili con lo smart metering possono essere realizzati certamente (ma non solo) attraverso le suddette tecnologie abilitanti, ma con un coinvolgimento pieno e responsabile del principale “attore” di questa filiera energetica: l’utente finale o consumatore. È solo sensibilizzando l’utente/consumatore circa le potenzialità delle informazioni prodotte dal sistema smart metering è possibile attivare quei comportamenti virtuosi e consapevoli, indispensabili per modificare le proprie abitudini e per realizzare un effettivo risparmio energetico (riduzione dei consumi), connesso all’utilizzo di moderne tecnologie di misura e di trasmissione dati.

Tra i molteplici aspetti che dovrebbero vedere il cliente/consumatore come la parte più interessata dalla massiccia introduzione del gas smart metering vi è l’innegabile convinzione ormai diffusa che solo ponendo al centro la funzione del cliente finale/consumatore è possibile sviluppare, in maniera compiuta ed efficace, un progetto di smart metering, coniugando la riduzione degli sprechi e l’incremento dell’efficienza.

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SCENARIO

Smart Meter e Smart Grid: infrastrutture strategiche per lo sviluppo del Paese di Marcello Capra Ministero dello Sviluppo Economico I misuratori elettronici si collocano al confine tra le reti di distribuzione dell’energia e l’utenza. Questa posizione offre l’opportunità di aggiungere funzionalità utili a distributori e a venditori per migliorare il servizio da loro offerto, agli utilizzatori di utilizzare i dati della fornitura per migliorare la gestione dei prelievi. Tuttavia per sfruttare appieno queste potenzialità e coinvolgere il consumatore finale nel paradigma delle smart grid è necessaria la disponibilità di un canale di comunicazione bidirezionale tra il misuratore elettronico e il centro di gestione dei misuratori. La bidirezionalità delle comunicazioni permettere sia il monitoraggio dei prelievi e dei parametri di rete significativi, sia di trasferire al consumatore i

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segnali caratteristici delle smart grid, ovvero i segnali di mercato (tariffe elettriche) e di sistema (parametri elettrici).

In Italia la sostituzione dei contatori dell’elettricità tradizionali con una infrastruttura per la misura intelligente dell’energia elettrica è iniziata tra il 2001 e il 2002. Tale infrastruttura di misura ha consentito l’apertura del mercato dell’energia avvenuta dal luglio 2007, permettendo ai consumatori di cambiare fornitore di energia anche attraverso una semplice telefonata e consentendo la fatturazione dell’energia per fasce tariffarie. Mentre a livello italiano il cammino d’integrazione del consumatore nelle smart grid ora si orienta ad estendere le potenzialità dell’attuale sistema di gestione dei contatori elettronici, a livello europeo ci si concentra ancora su come diffondere la tecnologia dei contatori elettronici in quegli stati che ancora non l’hanno scelta. L’obiettivo è di raggiungere almeno l’80% dei consumatori europei entro il 2020 come auspicato dalla Commissione Europea.

L’Italia è vista come un precursore e ancora prima del recepimento della direttiva efficienza energetica 2012/27 con il decreto legislativo n. 102/2014 (art. 9) si è avviata sulla strada della misura intelligente dell’energia elettrica e ora sta procedendo a predisporre una infrastruttura per la gestione dei gruppi di misura intelligenti del gas.

L’Autorità regolatrice italiana (AEEGSI), anche anticipando le direttive europee, ha emesso delibere sia per favorire l’installazione di misuratori

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elettronici di energia elettrica (delibera n. 292/06), sia per la messa in servizio dei gruppi di misura del gas (scadenza 2016), con funzioni di telelettura e telegestione (delibera ARG/gas 155/08).

L’Italia ha avviato l’adozione della misurazione intelligente nel settore elettrico sulla base di un approccio volontario, guidato dall’iniziativa dei DSO, in particolare ENEL Distribuzione, che successivamente si è trasformato in un roll-out obbligatorio su decisione dell’Autorità. Le infrastrutture per l’Automated Meter Reading (AMR) sono state completate su iniziativa ENEL con l’implementazione di un piano che ha previsto l’installazione di circa 36,7 milioni di contatori tra il 2001 e il 2011, ben prima che il regime obbligatorio venisse posto in essere.

S o l o i n I t a l i a , D a n i m a rc a e S v e z i a , u n a p a r t e s i g n i f i c a t i v a dell’implementazione nel settore elettrico è stata avviata dai DSO sui loro fondi propri, con la remunerazione attraverso tariffe di rete introdotte solo in una fase successiva. Nel caso degli Stati membri che hanno già completato il roll-out elettrico, alcuni dati effettivi sono disponibili. L’Italia ha contribuito nel 2013 alla stesura del Rapporto “BENCHMARKING THE SMART METERING DEPLOYMENT IN THE EU-27 WITH A FOCUS ON ELECTRICITY” predisposto dalla Commissione europea.

Lo scopo del Rapporto è stato quello di presentare il risultato di una valutazione comparativa delle analisi costo-benefici e dei relativi piani di misurazione intelligenti per l'energia elettrica e il gas degli Stati membri in

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conformità con le disposizioni dell'allegato I.2 del Terzo pacchetto energia.

Particolare attenzione viene data alla realizzazione delle funzionalità di misurazione intelligenti che dovrebbero consentire la partecipazione attiva dei consumatori nel mercato della fornitura di energia elettrica.

In Italia, mentre sono disponibili soluzioni tecnologiche per mettere a disposizione dati ai consumatori ogni dieci minuti e sono già disponibili in progetti su larga scala, non sono tuttavia ancora a disposizione di tutti i consumatori. L’attuale sistema di Smart metering consente letture ad intervalli di quindici minuti al back-office. Per consentire ai clienti e ai soggetti terzi designati dal consumatore di accedere direttamente a questi dati, ENEL ha sviluppato una interfaccia di misurazione (Smart Info R) che è attualmente disponibile in alcuni progetti pilota per consentire la verifica in campo dei reali benefici.

Nella tabella che segue sono riassunti i primi risultati ACB dei paesi che hanno già completato il roll-out dei contatori elettrici.

L’analisi costi-benefici (ACB) fatta da importanti università e l’esperienza italiana sulla misura intelligente dell’energia elettrica hanno evidenziato una netta prevalenza dei benefici sui costi di predisposizione e gestione delle infrastrutture. Per quanto riguarda la tecnologia di comunicazione, l’Italia ha adottato un sistema tra il contatore e il Data Management System (DMS) basato su un Data Concentrator (DC) di tipo PLC/GSM-GPRS. In particolare il Power Line Carrier (PLC) insieme con il GPRS (General Packet Radio

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Service) sembra essere la tecnologia più diffusa per comunicare tra il contatore e il DC. Il consumatore finale è posto al centro dell’interesse anche delle politiche di innovazione, come testimoniato dalla Integrated Roadmap dello Strategic Energy Technology (SET) Plan, presentata nel corso della Conferenza di Roma del 10-11 dicembre 2014, che definisce le priorità sulle quali si deve concentrare lo sforzo comunitario nella ricerca e innovazione, pilastro anche della futura Unione dell’Energia.

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INTERVENTI

Per una società di distribuzione con un modello di business differenziato su più servizi, la nuova rete di telelettura

Marcello BONDESAN

c o n t a t o r i g a s a p p a re c e r t a m e n t e

Gruppo HERA

interessante anche per valutare la possibilità di effettuare sinergie su più servizi. In questo senso, il Gruppo HERA ha accolto con favore la pubblicazione della Delibera 393/13, nell’ambito della quale HERA ha proposto un proprio progetto del valore di circa 3,8 M€, che si articola su diverse aree del Comune di Modena caratterizzate da differenti caratteristiche urbanistiche, coinvolgendo circa 13.300 utenze di 5 differenti servizi, implementando due diverse frequenze di trasmissione dati (169 MHz e 868 MHz). La durata della sperimentazione sarà di 24 mesi. Per quanto riguarda le funzionalità previste, sfruttando l’infrastruttura di comunicazione RF relativa allo smart metering gas, si prevede di trasportare il

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dato di lettura di 8.715 misuratori gas, 3.857 misuratori di acqua potabile, 500 misuratori di energia elettrica e 111 misuratori di energia termica per teleriscaldamento. Al fine di testare l’intera catena tecnica, le letture ottenute per i diversi servizi saranno quelle effettivamente usate per la fatturazione agli utenti, trasportando i dati su un interfaccia interrogabile e configurabile/personalizzabile dall’utente impostando ad esempio delle soglie di consumo massimo e minimo (quest’ultime utili, per esempio, per identificare precocemente delle perdite negli impianti interni o per favorire il contingentamento dei consumi). Il progetto prevede di sperimentare anche nuove modalità di gestione delle reti, mediante la elaborazione comparata dei dati ottenuti dagli smart meter di utenza con i segnali già trasmessi dagli impianti di erogazione del servizio al centro di telecontrollo (centrali di pompaggio acqua di rete, sottocentrali teleriscaldamento, ecc.). Sono rilasciate nell’ambito di questo progetto le tre seguenti funzionalità aggiuntive: -la «Smart Water Grid» prevede la possibilità di comparare, giorno per giorno, i dati di consumo degli utenti con i volumi di acqua immessa nel distretto idrico interessato, consentendo di rilevare le perdite occulte; -la «Smart Heating Grid» consente di segmentare l’energia erogata dalle reti di teleriscaldamento tra la centrale di produzione e le sottocentrali di distribuzione, e da queste eseguire la ripartizione fino alle singole utenze.

Anche in questo caso, il sistema consente di rilevare perdite e situazioni di

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rendimento sfavorevole del sistema di produzione. Integra il progetto anche una «Smart Waste Grid», che prevede la possibilità di controllare il grado di riempimento dei cassonetti rifiuti, consentendo mediante analisi statistiche, di ottimizzare i percorsi di raccolta degli autocompattatori. Dal punto di vista della componentistica tecnica utilizzata, saranno testati meter di numerosi tipi e costruttori (implementanti sia principi di misura dinamici che statici) e saranno previsti test in laboratorio per caratterizzarne le capacità di resistenza al gelo, il comportamento tecnico/metrologico in ragione delle diverse condizioni di installazione e la risposta dell’apparato in caso di tentativo di manomissione/frode. Una attenzione particolare va dedicata alle criticità dal punto di vista tecnico che, alla data attuale, presentano come matrice comune la non ancora completa maturità delle tecnologie utilizzate.

Per quanto riguarda il gas, il primo punto interrogativo riguarda la effettiva disponibilità di apparati di misura di campo di tecnologia RF per consentire una sostituzione nelle tempistiche previste dalla Del. 393/13 e in senso più allargato anche per quanto riguarda il roll-out massivo nazionale dei contatori gas previsto dalla Del. 631/13. Inoltre, si segnalano: • le incognite relative alla affidabilità dei misuratori (nella parte elettronica e anche nella parte di misura per quelli di tipo innovativo) nel medio/lungo periodo ed in particolare la effettiva durata delle batterie il cui esaurimento precoce (un meter ha una vita utile di 15 anni) comporta un intervento avente costi paragonabili al valore residuo del contatore stesso;

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• la variabilità del firmware installato a bordo dei meter, che obbliga ad una continua ed onerosa revisione delle procedure di comunicazione; • le prestazioni della rete radio 169 MHz in ragione delle soluzioni tecniche fino ad oggi impiegate per la collocazione dei meter (nicchie di utenza sovente realizzate con materiali metallici che disturbano il segnale) e, sempre per quanto riguarda le condizioni di installazione, il differente ingombro dei nuovi smart meter che in alcuni casi comporta costi aggiuntivi per il rifacimento delle nicchie o delle tubazioni; • per quanto riguarda i servizi diversi da gas e energia elettrica, si segnala ancora la mancanza di un framework tecnico normativo di riferimento che consenta di indirizzare le scelte tecniche: in ambito idrico, ad esempio, si sono consolidati standard di diversi tipi e la immissione sul mercato di prodotti comunicanti a 169 MHz (frequenza ormai di riferimento a livello Comunitario) e conformi alle norme tecniche è ancora una scelta lasciata alla sensibilità commerciale dei singoli produttori.

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Alberto CALVI Telecom Italia

Come principale gruppo ICT italiano, Telecom Italia vuole essere protagonista nella trasformazione digitale della vita e del business dei propri clienti.

Tra questi, le utilities stanno affrontando un periodo di grandi mutamenti: cambiano le tipologie di utilizzo che gli utenti fanno dei loro servizi, si modificano i consumi, si rendono utilizzabili nuove tecnologie, nuovi servizi e maggiore efficienza sono sempre più richiesti. Quantità, qualità e costo delle informazioni saranno sempre più i fattori determinanti nel processo di modernizzazione dei settori energetico, idrico, ecc.

Tra le novità che caratterizzano il periodo attuale, è in fase di reale avvio il sistema di Smart Metering del gas, grazie al quale i contatori di nuova generazione saranno in grado di comunicare i dati gestiti attraverso reti capillari cittadine di nuova generazione. In tale contesto, si ritiene che

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la realizzazione di reti multi-servizio possa essere utile per lo sviluppo del Sistema Paese e possa permettere di aprire scenari nuovi: scenari che potrebbero abilitare nuovi servizi coinvolgendo e integrando le attività di raccolta e utilizzo dei dati di misura dell’acqua con quelle del gas, dell’energia elettrica e, dove possibile, del calore e dei servizi ambientali.

Si ritiene che lo scenario multi-servizio possa essere il solo realmente considerabile “a prova di futuro” consentendo di ripartire i costi d’investimento e di gestione della rete tra differenti servizi, minimizzando i costi specifici del singolo servizio, sia minimizzando i costi complessivi per il Sistema Paese e, quindi, per i cittadini.

Telecom Italia è il partner ideale delle utilities in questa fase di sviluppo, disponendo di specifici tool di progettazione delle reti sviluppati e migliorati negli anni e garantendo una attenta pianificazione della collocazione di tutti gli elementi di rete, a partire dai concentratori.

Inoltre, avvalendosi dei propri asset di rete mobile (le Stazioni Radio Base, le antenne che inviano e ricevono i dati dall’alto di torri e palazzi) e di rete fissa (ad esempio gli armadi stradali o i distributori), Telecom Italia offre un mix infrastrutturale che garantisce il miglior livello di copertura raggiungibile.

Ritenendo che non sia economicamente e socialmente ottimale che si sviluppino soluzioni verticalmente integrate, chiuse e proprietarie, Telecom Italia ha osservato sul mercato, testato nei propri laboratori e sviluppato gli elementi che caratterizzano la catena di comunicazione e gestione (meter,

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concentratore, Network Manager e SAC) riscontrando ad oggi un’interoperabilità ancora limitata.

Con le proprie soluzioni e con la propria esperienza, Telecom Italia mira invece a garantire la reale interoperabilità del sistema di smart metering, ricercando soluzioni che riescano sia a garantire le economie di scopo dell’approccio multiservizio sia a tenere ben separato il ruolo della raccolta e trasporto del dato di misura dall’elaborazione dello stesso. La cosiddetta “terzietà” del carrier, insieme ad un livello di standardizzazione della rete di trasporto, rappresenta perciò un elemento determinante.

Forte di tale approccio, Telecom Italia è il solo operatore TLC infrastrutturato presente come partner, in qualità di operatore terzo agente/carrier, tra i progetti selezionati dall’Autorità per la sperimentazione multiservizio.

L’esperienza sul campo sarà un asset che consentirà a Telecom Italia di offrire sempre più servizi innovativi che aiutino lo sviluppo del Paese.

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The world is becoming increasingly Antonio CONTE Deloitte

connected. New technologies are constantly introduced, devices and people are getting more connected, t h e re f o re t h e u s e o f n e t w o r k i n g technology becomes more intense.

Organizations depend increasingly on IT solutions and, with the rising use of new technology and connectivity, also cybercrime increases significantly.

Industrial control systems (“ICS�) were designed and initially deployed in isolated networks, running on proprietary protocols with custom software. The exposure of these control systems to cyber threats was therefore limited.

During the past years we witnessed new business needs which triggered office information technology and operational technology integration and use of Internet enabled communication. In addition, the use of off-the-shelve

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software and hardware became a standard practice for ICS owners, increasing the exposure surface.

The trends in industrial systems imply a necessity to include security into operations. Embedding security in operational technology is often a challenging task. Systems and networks used in industrial systems have different requirements than systems and networks from the office domain.

Updating anti-virus, patching or changing configuration files on systems in OT-environments is a challenge. Engineers need to guarantee safety, availability and reliability at all times and asset owners are reluctant to make changes to operational environments. Similarly, network segregation and remote access are a challenge.

The main reasons used to exclude security in ICS are: • The industrial control system is isolated: often employees and external parties bring portable media and computers into facilities. There are many examples where these devices were infected and caused damage or operational loss. • Security is the responsibility of the integrator: often ICS security is not covered in the SLAs with the system integrators. Even when covered, these contracts rarely include statements for keeping the security up-to-date. • Our organization is not a likely target: besides intentional attacks, unintentional attacks pose a high risk factor. There are numerous examples where employees unintentionally introduce malware in ICS network.

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Reducing the risk from a specific threat requires a combination of technical solutions, formalized processes and people with the right expertise.

Going forward, automation will play an increasing important role in society.

The industrial control systems, specifically the Smart Meters, are becoming more intelligent and more autonomous. These systems are now becoming part of the networked society. Future developments will bring us more potential tools to guard ourselves against adversaries, at the same time the attack side will also develop and equip itself.

The four boxes in the Figure 1 right illustrate the minimum set of capabilities required to effective manage Smart Meters security. Preventive controls offer the organization a solid security basis and are the first step an asset owner should take. Focus is on increasing the readiness and resilience of the IT equipment.

Developing monitoring and response capabilities enables the organization to address an essential aspect of security – operational agility - thereby being ready and resilient when an attack occurs.

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Camillo FONTANA MeteRSit

La delibera ARG/gas 155/08 sulla messa in servizio di gruppi di misura del gas con funzioni di telegestione e telelettura ha segnato il passaggio da gas meter tradizionale a gas meter smart. Questi ultimi, proprio perché dotati di una board elettronica, necessitano di una fonte di energia elettrica. Le caratteristiche di tale sorgente di energia sono principalmente: dimensioni ridotte, costo, affidabilità e durata. Le prime caratteristiche devono essere valutate unicamente dal costruttore del meter. La durata, invece, come vedremo nel seguito, deve essere valutata differentemente.

Le dimensioni (ridotte) devono consentirne l’alloggiamento all’interno del contatore e la facile sostituzione in campo. Il costo ridotto consente di fornire un prodotto competitivo. L’affidabilità deve garantire che in condizioni definite, le prestazioni siano quelle previste e per cui il

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contatore è stato progettato e costruito. Dal punto di vista progettuale è opportuno evitare erogazioni di corrente istantanea elevata con una opportuna progettazione della scheda elettronica (ad esempio per le fasi di trasmissione). Questo assicurerà il mantenimento nel tempo delle caratteristiche chimico-fisiche della batteria.

Tutti questi fattori sono caratteristici per ogni produttore di batterie e sono valutabili e garantibili preventivamente attraverso analisi documentali, prove di tipo e prove affidabilistiche opportunamente congegnate.

Ma cosa si può dire riguardo alla durata? Come si può assicurare che la durata delle batterie rispetti le aspettative del cliente? La risposta è semplice e trova un esempio analogo riferendoci alla batteria del nostro smart phone: da lunedì a venerdì esso necessita di continue ricariche(anche più volte al giorno) mentre tale necessità diminuisce drasticamente durante il week-end o durante le nostre vacanze. I minuti che passiamo in conversazioni, a scrivere e-mail o leggere documenti influiscono sulla durata della batterie. Nessun produttore di smart phone garantirà la durata in assoluto ma darà indicazioni sulla durata in relazione ad un certo profilo di utilizzo e in determinate condizioni.

Analogamente esistono 2 fattori che possono influire sulla durata della batteria nel gas smart meter: il profilo di utilizzo e il profilo di temperatura.

Come si può vedere dal grafico, l’energia disponibile della batteria può quasi dimezzarsi passando da una temperatura di esercizio di +20°C ad una tem-

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peratura di -40°C. E’ quindi essenziale stimare le percentuali di tempo che la batteria passerà alle differenti temperature per cui il contatore è stato progettato (e.g., 2% a -25°C, 3% a 15°C, e così via). Ancora più importante è considerare il profilo di utilizzo funzionale del contatore durante tutta la sua vita. Questo significa definire il numero di comunicazioni giornaliere, la loro durata media e il livello di segnale tipico, definire il numero medio di connessioni attraverso la porta ottica e la loro durata, definire il numero di richieste di visualizzazioni sul display, definire il numero di apertura e chiusura della valvola (eccetera…) in una parola definire quali saranno le condizioni di utilizzo del contatore in funzione di tutte le attività energivore.

La conclusione a cui si arriva è la necessità di un protocollo di prova che definisca il profilo di utilizzo funzionale ed il profilo di temperatua. Tale protocollo dovrà essere condiviso tra costruttori e utilities e dovrà costituire un riferimento. Solo così, finalmente, la domanda “Ma le batterie durano 15 anni?” potrà avere una risposta.

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Impianti della pubblica amministrazione, bisoFrancesca GIRONELLI Menowatt Ge

gno di efficienza energetica, rispetto del Patto di stabilità e taglio della spesa pubblica. Si aggiungano un’illuminazione pubblica riqualificata, efficiente e pronta ad offrire in ottica Smart City maggiori e migliori servizi ai cittadini, e tecnologie di misurazione modulabili per grandi città o piccoli borghi. Questi gli ingredienti della sperimentazione di “servizi di telegestione multiservizio di misuratori di acqua potabile e di altri servizi di pubblica utilità” nel comune di Grottammare, in provincia di Ascoli Piceno, grazie al protocollo d’intesa siglato da Ciip spa (gestore servizio idrico integrato dell’Ato n. 5 Marche), Maddalena spa (azienda produttrice di contatori per acqua ed energia termica) e Menowatt Ge (ESCo certificata UNI CEI 11352 partecipata da Legambiente, che si occupa di efficienza energetica e soluzioni Smart City).

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Lo Smart Metering in 169 MHz. La telelettura dei contatori in radiofrequenza avviene di solito in 868 MHz: Menowatt Ge si è orientata verso i 169 MHz, banda di frequenza liberata dall’Europa per i servizi di Metering, per realizzare reti omogenee per la contabilizzazione dei servizi (direttiva 2012/27 UE e raccomandazione 2012/148/UE). Slin 169®, già inserito nei progetti pilota finanziati dalla AEEGSI (Deliberazione 334/2014/R/gas), rende ogni impianto di pubblica illuminazione fortemente efficiente grazie all’alimentatore elettronico dimmerabile Dibawatt® installato nei punti luce. Soprattutto, la rete di comunicazione utilizzata per la telegestione e controllo dell’impianto è capace di integrare servizi di misurazioni intelligenti per i consumi di acqua, elettricità e gas, con risparmi evidenti in termini di investimenti in infrastrutture e lavori di realizzazione.

La sperimentazione a Grottammare. Per alcuni grandi utenti del CIIP sono stati installati contatori per acqua che dialogano in radiofrequenza a 169 MHz con Slin 169®. Nei punti luce vicini ai contatori selezionati è stato posizionato un dispositivo ripetitore (RD169) del sistema Slin 169® che capta i dati provenienti dai contatori intelligenti e li indirizza al server del CIIP ad Ascoli Piceno: così i dati di misurazione sono sempre e subito accessibili per attuare lo Smart Metering delle utenze. Ciò implica diversi vantaggi, come il continuo monitoraggio dei consumi che identifica quelli anomali o l’avere interventi efficienti sul posto e realmente necessari.

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Dallo Smart Metering alla Smart City. Nella Riviera delle Palme il rumore notturno della movida sul lungomare è un problema sentito. Nel Comune di Grottammare, a latere della sperimentazione già avviata, si utilizzerà Slin 169® nelle rilevazioni richieste dal regolamento Comunale “Disciplina delle attività rumorose”. Nelle vicinanze degli edifici, in prossimità di locali e attività potenzialmente rumorose, saranno installati sui pali della pubblica illuminazione dei sensori della famiglia “Civitatis Auditor” (CA), ideata da Menowatt Ge. Il sensore CA 169 C misura l’inquinamento acustico: al superamento dei livelli sonori ammessi il sistema invierà automaticamente una segnalazione agli addetti alla vigilanza. E andando avanti con le “misurazioni intelligenti”, in un secondo momento verrà utilizzato il sensore CA 169 M per monitorare il movimento del terreno, come prevenzione dei dissesti idrogeologici.

L’impianto di pubblica illuminazione: la risorsa per lo Smart Metering. Questa infrastruttura è una risorsa fondamentale: è un bene presente ovunque, aperto e modulabile in prospettiva multiservizi. L’utilizzo di sensori CA mostra che un impianto efficiente e riqualificato di pubblica illuminazione può attuare molte misurazioni per servizi comunali necessari (telelettura dei contatori gas, monitoraggio dell’aria, gestione del riempimento dei cassonetti dei rifiuti), fatti in economia e in autofinanziamento. I progetti possono finanziarsi con i risparmi generati dall’efficienza della pubblica illuminazione, attuata attraverso parternariati pubblici privati con aziende ESCo che garantiscono sia i risultati che il risparmio.

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Elisa STELLATO Regulatory Analyst

Nel ripristinare la centralità del consumatore finale di energia, in un’ottica di crescente valorizzazione del ruolo dell’efficienza energetica, l’Unione Europea ha previsto che fosse conferita al servizio di metering la giusta rilevanza, al pari dei servizi di trasporto, trasmissione e distribuzione, per lungo tempo indiscussi protagonisti degli scenari di settore. L’orientamento volto a garantire una quantificazione dei consumi basata su misure reali, e non stimate, nonché le esigenze degli operatori correlate alla morosità e, in via più generale, all’osservanza degli standard di qualità e di sicurezza del servizio, hanno trovato spazio e applicazione nell’ambito dei numerosi, e sempre più corposi, interventi regolamentari attuati dall’AEEGSI. A tal proposito, le direttive per la messa in servizio dei misuratori smart e le iniziative volte alla sperimentazione per

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il multiservizio e per le smart grids, da un lato, hanno favorito la responsabilizzazione degli operatori - inclusi i gestori delle infrastrutture di rete - verso il corretto svolgimento delle attività di metering (all’insegna di un sempre più massiccio utilizzo delle tecnologie smart), dall’altro, hanno agito da motore per la ripresa del comparto industriale dei misuratori a sostegno di un mercato italiano reattivo e competitivo su base internazionale.

A dispetto delle congiunture economiche negative, infatti, il mercato dei misuratori, nel perseguimento degli obiettivi istituzionali e strategici, ha trainato con sé l’incremento produttivo degli asset di misura, incoraggiando la ricerca e lo sviluppo a favore delle tecnologie più promettenti e volte al superamento degli ostacoli più noti (quali quello della durata delle batterie, dei sistemi antifrode, etc..) nonché il diffondersi di servizi a disposizione dei clienti finali per la razionalizzazione dei consumi energetici, anche attraverso i sempre più diffusi device per il controllo in tempo reale dei consumi stessi.

A completare il quadro d’eccellenza dell’intero settore del metering, vi è il contributo tecnologico del comparto delle telecomunicazioni che, all’insegna dell’interoperabilità e dell’intercambiabilità dei protocolli di comunicazione, si è visto inevitabilmente coinvolto a sostegno dell’intero processo evolutivo.

In attesa degli ulteriori sviluppi che, necessariamente, si profileranno a valle delle numerose nuove opportunità derivanti dalle sperimentazioni in corso, dalla crescente attenzione per la rilevazione della qualità dei gas trasportati

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e distribuiti, nonché dalle future esigenze di misurazione correlate alle nuove frontiere del settore energetico (quali i sistemi di accumulo dell’energia elettrica e il biometano), si può, fin da ora, concludere che dalla normativa alla regolamentazione, dall’industria alla tecnologia e al mercato, il metering rappresenta il frutto di una coordinata e lineare gestione congiuntamente condotta da istituzioni, operatori e organismi coinvolti, a fronte di concreti obiettivi, ambientali e strategici, a beneficio dell’intero sistema.

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MeterLinq è un integratore di sistemi e Chiara TONINELLO MeterLinq

fornitore di servizi per applicazioni Industrial Internet Of Things.

Il costante investimento in R&D ha portato allo sviluppo di soluzioni innovative che racchiudono un alto livello di qualitĂ , sicurezza e conoscenza e che trovano applicazione in diversi campi: dall'industriale, all'energia, all'automotive. In piena ottica smart cities.

MeterLinq offre ai suoi clienti un insieme di servizi ad alto valore aggiunto: dalla pianificazione e progettazione della rete radio all'installazione sul campo, alla gestione della rete e dei dati di telemetria.

MeterLinq ha ideato un sistema innovativo per il problema della raccolta di letture di dispositivi intelligenti e fornisce una soluzione avanzata e flessibile per la telemetria e telegestione; le sue soluzioni di comunicazione end-to-end si rivolgono principalmente alle utility, agli operatori

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TELCO e alla pubblica amministrazione.La giovane azienda aspira a diventare un tassello fondamentale nello sviluppo delle smart cities ed il partner ideale per affrontare le nuove sfide che il mercato IIoT sta offrendo.

La rete specializzata MeterNet di MeterLinq è stata progettata in ottica multi-servizio pensando alle dinamiche di utilizzo tipiche delle applicazioni AMI (Advanced Metering Infrastructure): non si limita quindi al mondo del gas ma è integrabile ad una serie di servizi quali acqua, calore, illuminazione pubblica. Attraverso la nostra rete diamo la possibilità di cogliere le sfide offerte dall'innovazione dell'Internet delle Cose, permettendo ai nostri clienti di minimizzare allo stesso tempo i costi fissi d’investimento e i costi operativi. MeterNet si caratterizza per elevata copertura e capacità, supporta decine di migliaia di nodi per punto di accesso alla rete; alta affidabilità e tolleranza, garantisce il livello di servizio anche in caso di guasti temporanei e sicurezza intrinseca end-to-end.

MeterLinq propone un ampio portafoglio di soluzioni aperte e scalabili che rendono più semplice connettere, proteggere e gestire i dispositivi intelligenti; assicurando l'interoperabilità tra i sistemi, facilitando la messa in opera del servizio e permettendo di essere sempre versatili per sviluppi futuri.

MeterLinq offre un servizio di pianificazione della rete radio in modo da ottimizzare il posizionamento dei gateway e degli apparati utilizzati per le applicazioni di telemetria e telegestione; il tutto progettato in modo da minimizzare la possibilità di collisione in trasmissione e aumentare le performance com-

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plessive della rete consentendo un sensibile risparmio di energia. Dopo l’installazione dell'infrastruttura MeterNet, MeterLinq si occupa della gestione e manutenzione della stessa, assicurando la sicurezza dei dati trasportati secondo gli SLA di servizio richiesti dalla normativa. Alla sicurezza è sempre data la massima attenzione: il trasferimento dei dati, lungo tutta la catena di comunicazione, è protetto con un robusto sistema di cifratura.

Per rispondere ad un mercato in continua evoluzione, ed essere al fianco dei propri clienti nell'affrontare le sfide che il mondo dell'IIoT propone, MeterLinq adotta un approccio dinamico, con un costante orientamento all'innovazione e allo sviluppo.

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Alessia VALENTINI Vitrociset

La seconda edizione del convegno dedicato allo smart metering ha permesso di comprendere lo stato dell’arte delle tematiche legate alle smart applications dal punto di vista normativo e tecnologico.

Gli interventi che si sono succeduti, sia quelli istituzionali che privati hanno fornito una visione esaustiva ed esauriente delle degli argomenti trattati, specificando anche i diversi punti ancora aperti legati in particolare alla affidabilità della misurazione del consumo, alla safety del consumatore finale ed alla security dei dati trattati e trasmessi. La descrizione delle tecnologie di implementazione dei contatori intelligenti e dei servizi a valore aggiunto erogabili, ha evidenziato come gli smart meter costituiscano infrastrutture abilitanti nell’ottica progettuale delle smart cities, le città metropolitane ripensate in chiave digitale in termini di reti di comunicazione, safety, security e dei servizi al cittadino. L’esposi-

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zione dello stato di avanzamento tecnologico nei tre diversi ambiti applicativi (energetico, idrico e gas ), correlata all’aggiornamento dei progetti pilota ed dei rispettivi esiti, ha permesso di valutare le importanti potenzialità insite nella possibilità di aderire ai progetti europei sviluppati in tema di smart technologies, visto l’interesse della Commissione per l’efficientamento energetico di cui gli smart meter costituiscono il mattone essenziale.

Vitrociset, azienda italiana attiva da 40 anni nell’ambito dell’ICT, partecipa ai lavori di Energia Media in relazione agli eventi divulgativi e in occasione dei tavoli di lavoro specifici al tema della cybersecurity nel campo energetico.

Ma l’efficientamento energetico è un tema altrettanto importante per Vitrociset che in questo mercato si propone come un partner capace di supportare il cliente attraverso processi metodologici, prodotti e servizi che mirano al saving economico senza compromettere mai la sostenibilità ambientale, l a s a f e t y e l a s e c u r i t y.

L’evidenza degli skill e delle competenze di Vitrociset si evince dalle numerose esperienze progettuali delle quali- ne citerò - per esigenze di sintesi – uno particolarmente significativo: il progetto I-URBAN (Intelligent URBAn eNergy tool) proposto nell’ambito della call FP7-SMARTCITIES-2013, ammesso al finanziamento e attualmente in corso di svolgimento. Scopo principale del progetto è realizzare lo strumento iUrban per monitorare dati relativi alla produzione di energia, al consumo. Lo strumento deve consentire anche la valutazione di una vasta gamma di a potenziali investimenti infrastrut-

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turali ( nuove unità di stoccaggio di energia elettrica) effettuando valutazioni previsionali a beneficio di Municipalità o Autorità locali, agenzie per l'energia o enti che orbitano intorno al mondo energetico.

Il progetto si propone di sviluppare e validare una piattaforma software che integri diversi sistemi ICT nell’ambito dell’energia, per fornire dati utili ad un sistema SMART DSS. I risultati del DSS

alimentano nuovi modelli di busi-

ness che devono gestire e distribuire l'energia prodotta e consumata a livello locale (città o di quartiere) in modo efficiente a livello globale . La componente di totale innovazione del progetto è rappresentata dagli studi sul comportamento degli utenti finali, con i quali interagisce proponendo leve economiche e/o etiche, nell’ottica del rispetto ambientale. Analogamente nel progetto si tiene conto di elementi culturale, condizioni normative e problemi di sicurezza dei dati.

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Marina VARVESI AISFOR

Il 1 marzo 2014 è stata lanciata l’iniziativa USMARTCONSUMER che mira ad aumentare l’efficienza energetica dei consumatori grazie ad un uso migliore dei contatore intelligenti.

Il progetto, approvato dalla Commissione Europea nell’ambito del programma Energia Intelligente per l’Europa (EIE), della durata di tre anni, vede la collaborazione di 10 enti da diversi paesi europei coordinati dalla Spagna e l’Italia è rappresentata dalla società AISFOR. In linea con gli obiettivi delle politiche energetiche nazionali ed europee, il progetto promuove l’efficiente utilizzo dei contatori intelligenti, aumentando da un lato la consapevolezza dei consumatori sui loro consumi energetici domestici e sulla loro potenzialità e capacità di risparmio, e dall’altro mirando ad una maggiore sinergia tra operatori energetici e consumatori per incrementare quan-

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ti e qualitativamente i servizi post-vendita da offrire, in risposta a reali esigenze espresse dai consumatori stessi.

Ad oggi sono stati raggiunti i seguenti risultati di grande rilievo sia a livello nazionale che europeo, presentati anche nell’ambito dei principali eventi nazionali ed europei sul tema dell’efficienza energetica tra cui l’“European Utility Week” ad Amsterdam ed il “SET-PLAN Conference” a Roma: 1.European Landscape Report – Rapporto completo sull’attuale situazione degli smart meter nei paesi europei, dall’implementazione del roll-out plan, all’identificazione delle normative nazionali esistenti ad una panoramica sui diversi servizi di smart metering offerti nei vari paesi europei. Da maggio 2014, gli Stati Membri si sono impegnati al lancio di quasi 200 mln di Smart Meters per l’elettricità e 45 mln per il gas, per un impegno di 45 mld di euro. Entro il 2020 circa il 72% dei consumatori europei disporrà di uno smart meter per l’elettricità, circa il 40% per il gas.

Dal rapporto è risultato che: • il lancio degli smart meters ha tempistiche molto diverse nei singoli Stati Membri, in funzione del quadro normativo nazionale, ma anche delle diverse previsioni costi-benefici,

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• è importante associare agli smart meters - per poterne sfruttare al massimo le potenzialità - dei servizi per l’utente finale che permettano di creare le basi per una migliore gestione energetica e per lo sviluppo delle smart grids.

2. Market Survey - Indagine europea su bisogni e aspettative dei consumatori, per approfondire il loro livello di consapevolezza in merito a consumi energetici domestici ed agli strumenti e servizi disponibili per la verifica ed il monitoraggio dei propri consumi.

Tra i vari risultati emersi dall’analisi, è da sottolineare l’elevato numero di consumatori italiani che non conoscono il dato relativo al loro consumo annuo: in Italia, circa un terzo degli intervistati non conosce l’entità dei propri consumi energetici.

Inoltre, per l’Italia è risultato che: • il 46% dei consumatori si considera abbastanza informato sugli smart meters, • il 60% considera lo smart meter uno strumento utile al risparmio energetico domestico, • il 50% degli intervistati sarebbe disposto a pagare per avere servizi aggiuntivi relativi allo smart meter che gli permettano di monitorare e quindi ridurre i propri consumi, • il consumatore medio non si preoccupa di possibili violazioni della propria privacy derivanti da archiviazione e/o utilizzo dei dati raccolti dagli smart meters da parte di terzi soggetti.

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Nei successivi mesi, sempre nell’ambito del progetto USMARTCONSUMER, saranno avviate delle action in the field in collaborazione con i principali operatori energetici sul territorio nazionale al fine di avviare delle iniziative pilota per dei servizi aggiuntivi legati agli smart meters, come ad es. tariffe variabili e personalizzabili, per valorizzare lo sviluppo del mercato di servizi post-vendita legati ai contatori intelligenti. I consumi energetici dei consumatori che parteciperanno alle iniziative pilota saranno poi monitorati ed i risultati analizzati al fine di promuovere dei nuovi servizi rispondenti alle esigenze dei consumatori ed in linea con le loro capacità e volontà di risparmio.

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Smart Utility Open Meter - La giornata di lavori

In collaborazione con:

Con il patrocinio di:

Sponsor:

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Introduzione con interventi istituzionali di 15 minuti.

Tavola rotonda con partecipanti i rappresentanti della filiera. Speech con approccio interattivo.

Domande al termine dell’incontro dal pubblico in sala.

Incontri one to one durante il lunch e nel primo pomeriggio.

Programma 9.30 Registrazione e Welcome Coffee Moderano Emanuele Martinelli, Diego Gavagnin, Raffaele di Stefano - Energia Media Invitati a partecipare 9.45 – 10.45 Introduzione Marcello Capra, Ministero Sviluppo Economico – Smart Meter e Smart Grid: infrastrutture strategiche per lo sviluppo del paese Luca Lo Schiavo, AEEGSI – Innovazione al centro del nuovo settore idrico Emilio Consonni, Commissione UNI Metrologia – Punto della situazione e inquadramento normativo Smart Meter Gas 10.45 – 12.45 Tavolo di lavoro Furio Cascetta, Seconda Università di Napoli Camillo Fontana e Diego Gajani, Metersit Bruno Lombardi, Landys+Gyr Salvatore Squillaci, Sick Paolo Giubbini, Enel Distribuzione Enrico Giglioli, Acea Marcello Bondesan, Hera Group Alessandro Milioli, Iren Emilia Mattia Sica, Federutility Michele Frassini, Vodafone Italia Massimiliano Ferri, Ericsson Telecomunicazioni Massimo Grimaldi, Panasonic Filippo Colaianni, ST Microelectronics Diego Massari, Ibm Italia Vincenzo Gagliardi, Cheonix Massimo Cesaro, Meterlinq Nazario Scarano, Urmet Mario De Nicolo, Atos Italia Osvaldo Paleari, Sensus Antonio Conte, Deloitte ERS Enterprise Risk Services Franco Curatola, Esri Italia

Alessandra Bendistinto, NMI Luigi Gabriele, Codici Paolo Barbagli, Anisgea 13.00 – 13.15 Domande dal pubblico 13.15 – 15.15 Lunch con Incontri personalizzati

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Energia Media Milano / Roma comunicazione@energiamedia.it www.energiamedia.it

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