Paper Smart Meter - 11/2017 - Energia Media by Energia Media

Smart Meter Paper 11/2017

Smart Utility Open Meter Stato dellâ&#x20AC;&#x2122;arte e operatori a confronto

Energia Media Energia Media è un’agenzia di comunicazione e relazioni che opera, principalmente, nei settori energy, utility e smart city. Sviluppa strategie comunicative, facilita le relazioni, elabora contenuti e informazione. Sostiene le aziende migliorandone il posizionamento e creando occasioni di business. Affianca associazioni e istituzioni in programmi di comunicazione pensati per aumentare la reputazione nei confronti dei propri stakeholder. Energia Media nasce nel 2013, a Milano, dall'esperienza maturata da un gruppo di persone in oltre vent’anni di lavoro nel campo dell’informazione, delle relazioni e della consulenza strategica nei settori energy e utility. Tutte le immagini e fotografia presenti in questo Paper sono state regolarmente acquistate su banche dati. Nel caso in cui l’autore ritenga che siano state violate le regole di copyright, è pregato di segnalarlo al seguente indirizzo: comunicazione@energiamedia.it ©Energia Media - marzo 2017

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Smart Utility Open Meter

Stato dellâ&#x20AC;&#x2122;arte e operatori a confronto

Il presente paper prende spunto dalle riflessioni emerse durante il convegno 4Âş Smart Utility Open Meter, tenutosi a Milano il 27 ottobre 2016 e realizzato in collaborazione con ANIE CSI Smart Metering Group, il Collegio degli Ingegneri e Architetti di Milano e lâ&#x20AC;&#x2122;Ordine degli Ingegneri della Provincia di Milano. 2

Le utility italiane si stanno misurando con il piano di sostituzione dei contatori del gas. Un’operazione di grande portata che, oltre le criticità, mette in luce le competenze e la visione strategica di alcune società di distribuzione che, in modo virtuoso, stanno cogliendo le differenti opportunità di un processo in divenire. Paradigmatico, in questo senso, è il ruolo delle telecomunicazioni e il link sempre più comprensibile a servizi aggregati allo smart meter che – grazie all’IoT – prefigurano un’evoluzione ormai prossima in ottica Smart City.

Contributi di: Furio CASCETTA - Professore, Seconda Università degli Studi di Napoli Pier Giorgio SPAZZINI - Ricercatore, Istituto Nazionale di Ricerca Metrologica INRIM Cristiano FIAMENI - Direttore Tecnico Comitato Italiano Gas CIG Ugo PAGANI - Responsabile metering Unareti Massimo GRANDI - Program Management Smart Meter, Gruppo Hera Damiano BRAGANTINI - Responsabile Servizio Gestione Misure, Megareti

Stefano BELLAVISTA - Presidente Unica Reti Alessandro MARANGONI - Chief Executive Officer, Althesys Marina VARVESI - Responsabile progetti europei, AISFOR Raffaele DI STEFANO - Partner Energia Media Massimo CESARO - Chief Technology Officer, Meterlinq Paolo BARBAGLI - Vicepresidente ANISGEA Maurizio DEL RE - Dirigente Veolia Water Technologies Italia Ferruccio VILLA - Responsabile Unità Qualità del servizio e monitoraggio, Direzione Infrastrutture, Unbundling e Certificazione, AEEGSI

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Furio CASCETTA Seconda Università degli Studi di Napoli

Il valore delle tecnologie di misura statiche Ogni nuova tecnologia non nasce né perfetta né definitiva, ma passa attraverso stadi di evoluzione e di miglioramento continuo. Le esperienze maturate dal Costruttore e dagli utilizzatori, i risultati delle nuove ricerche e innovazioni (R&D) portano ogni prodotto ad un virtuoso percorso evolutivo, caratterizzato da continui progressi e miglioramenti nelle funzionalità e nelle performance. Una riflessione che vale per ogni progresso in campo tecnologico e per ogni prodotto che da esso deriva. È capitato in informatica con i personal computer, nella telefonia mobile con i primi device, nel settore dell’auto elettrica e in quello delle batterie e l’elenco potrebbe essere molto lungo. Nessuna azienda, nessun progettista è esente da stop e da inciampi, ma anche da ripartenze. L’innovazione si fa operando, testando, utilizzando, migliorando. Solamente così si arriva a quella stabilità tecnologica in cui le uniche variazioni saranno le nuove release, ma senza più grandi cambiamenti. Un discorso che vale anche nel campo del metering (i contatori), ed in particolare per i contatori gas di ultima generazione (smart gas meters). Questi possono essere di due tipi: i contatori smart ibridi (meccanici e dinamici) e i contatori smart elettronici (statici). Pur diversi nella “filosofia” di misura che sta alla base della loro concezione, queste due tipologie condividono un elemento importante, ovvero una forte propensione all’innovazione che, come sappiamo, porta con sé gli imprevisti e le normali incertezze connaturate alla ricerca di nuove soluzioni. In ogni caso, una cosa è la ricerca, un’altra è lo sviluppo industriale. Sarà il livello di maturazione tecnologica unitamente all’orientamento del mercato a stabilire quale delle due soluzioni tecnologiche – entrambe, a loro modo, “smart” – avrà una parte preponderante. È, comunque, presumibile che la convivenza fra le due tipologie sarà ancora lunga; e ciò dipenderà dalla capacità di innovarsi, di garantire efficienza di misura e performance di alta qualità e di saper essere attrattivi per i potenziali clienti.

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Oltre al dibattito e alle preferenze tecnologiche resta un elemento di grande rilevanza: lo smart metering non è più solo un’idea o una promessa, ma è una realtà dimostrata dall’installazione di milioni di contatori di un tipo e dell’altro. Il mercato si è finalmente aperto e la diffidenza iniziale, che in passato mostravano gli addetti ai lavori verso questo genere di soluzioni, si è dissipata quasi del tutto, grazie anche ai benefici tangibili che lo smart metering ha dimostrato di poter portare con sé. Un’apertura, quella dello smart metering, arrivata nel mondo del gas in conseguenza della prima delibera dell’Authority (155/2008 e s.i.m.) e che sta coinvolgendo anche altri settori tradizionalmente un po’ più arretrati tecnologicamente (acqua). La speranza è che il progresso e il successo dell’innovazione tecnologica nel settore del metering possano positivamente replicarsi in tutti gli ambiti dei servizi a rete (public utilities), contribuendo ad elevare la cultura e la civiltà della misura nel nostro Paese.

Particolarità metrologiche dei contatori gas statici

Pier Giorgio SPAZZINI L’obiettivo principale dell’introduzione degli smart meters è giungere alla corretta fatturazione del consumo energetico all’utenza finale. Nel settore INRIM

gas, per conoscere la quantità di energia consegnata è necessario raccogliere dati sulla massa di gas consegnata e sul relativo potere calorifico; l’uso di tecnologie smart nei contatori gas consente di calcolare e combinare queste grandezze. Un ulteriore obiettivo degli smart meters, comune ad altri settori come quello elettrico, è la rilevazione e memorizzazione (per la conseguente fatturazione) dei consumi in base alle fasce orarie. Questo aspetto porta a un utilizzo intelligente del contatore; ad esempio favorendo l’utenza domestica negli orari in cui l’utenza industriale è ridotta e, più in generale, favorendo una gestione più razionale e efficiente di tutta la rete gas. Infine, ulteriore obiettivo è giungere alla comunicazione dati con la centrale, eventualmente bidirezionale. Nel caso dei misuratori di gas le capacità smart sono nettamente più complesse, infatti devono comprendere: la capacità di rilevare le condizioni termodinamiche del flusso (temperatura e pressione) e la capacità di effettua-

re la “conversione” a condizioni standard. Nel caso dei Full Smart Meters è inoltre necessario includere la capacità di rilevare la direzione del flusso e la capacità (conseguente) di gestire le fluttuazioni dovute al rumore di rete. Nell’ambito dello smart metering per gas si dispone di contatori volumetrici tradizionali (che potremmo definire Half Smart Meter) in cui per la misura del volume di gas transitato è utilizzato un tradizionale sensore volumetrico. Questa tecnologia, collaudata da più di 100 anni, rappresenta la base su cui integrare capacità smart di sensori di pressione e temperatura e un’elettronica per la conversione e la comunicazione. I Full Smart Meters, invece, sono contatori statici completamente elettronici dotati di: •

un sensore locale di portata (Ultrasonici o Thermal Mass Sensors);

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sensori per il riconoscimento gas, che attualmente non riconoscono davvero il gas transitato ma si limitano a riconoscere determinate caratteristiche fisiche misurabili localmente come la viscosità, necessarie a risalire alla quantità in massa del gas transitato e poter poi effettuare la conversione da massa a volume;

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sensori addizionali per pressione e temperatura e l’elettronica di analisi/comunicazione.

La differenza tra le due tipologie di contatori consiste essenzialmente nella tecnologia sensoristica utilizzata. Nell’Half Smart Meter, il sensore è puramente volumetrico/meccanico (anche se è stata aggiunta la conversione digitale della lettura) e la tecnologia che vi sta dietro risale al secolo scorso (sebbene il sensore oggi sia di plastica). Nel Full Smart Meter si ha, invece, un sensore completamente elettronico, che legge direttamente in digitale e converte questa lettura in una grandezza fisica. La tecnologia half smart è soggetta ancora a tutti i problemi dei sensori metallici: usura, fatica dei materiali, sensibilità a stimoli meccanici come vibrazioni, urti o altri interventi esterni. Al tempo stesso i contatori half smart sono anche elettronici, e dunque soggetti ai limiti e alle criticità che porta con sé la tecnologia elettronica. Sono prodotti ibridi, figli di una fase transitoria: installati perché ponte tra una tecnologia collaudata (quella meccanica) e una nuova che sta crescendo (quella elettronica). L’unico vantaggio chiaro del contatore volumetrico è l’insensibilità intrinseca al rumore di rete, anche se come rovescio della medaglia si riscontra una scarsa risoluzione sulla lettura (perché tuttora per fornire la lettura il contatore richiede il passaggio di un volume minimo di gas). I contatori Full Smart Meter, invece, hanno una grande sensibilità e precisione e forniscono la lettura al passaggio di una qualsiasi quantità di gas (anche una quantità infinitesimale genera un segnale). Questo aspetto permette di gestire

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in maniera trasparente e semplice anche le piccole portate ed è caratteristica prevalente rispetto a qualsiasi altro limite (come la sensibilità al rumore di rete). Di fatto, la sensibilità al rumore di rete nel Full Smart Meter rappresenta uno svantaggio relativo, dato che la tecnologia completamente elettronica riesce poi anche a filtrare il rumore di rete distinguendolo da un passaggio effettivo di gas. I Full Smart Meter avendo sensori statici e non comprendendo parti meccaniche si configurano come sicuri: la tecnologia interamente elettronica li rende più omogenei rispetto all’affidabilità, con la conseguenza dal punto di vista operativo che tutto il processo risulta più gestibile. Nelle due tipologie di contatori esaminate, la diversa struttura dei sensori comporta una risposta completamente diversa agli stimoli variabili nel tempo. Gli stimoli variabili nel tempo sono: •

la non stazionarietà di rete; le procedure di taratura e verifica, profondamente diverse nei due casi proprio per la diversa struttura dei sensori;

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l’accuratezza degli strumenti, influenzata dalla maggior stabilità, migliore risoluzione e minore incertezza dei contatori statici (anche perché le misure istantanee non risentono delle derive termiche).

In merito alle importanti operazioni di taratura e verifica per i contatori classici il tempo di misura aumenta in maniera inversamente proporzionale alla portata, rendendo molto difficile e dispendiosa la taratura a basse portate (tempi lunghi, difficoltà a mantenere stabilità). Caratteristica quest’ultima che si traduce in un vantaggio per i contatori statici, nei quali tali operazioni risultano essere più semplici ed economiche. Questo aspetto è stato analizzato presso INRIM, dove sono state effettuate delle misure di prova (sono stati variati tempi e volumi tra un set di misure e l’altro e osservati i relativi cambiamenti) su contatori statici del tipo CTTMF (Capillary Type Thermal Mass Flow) e sono stati ottenuti dei risultati sperimentali pubblicati su Measurement. Gli smart meter per il gas sono un settore evidentemente in fortissima evoluzione. La normativa recepisce queste evoluzioni aggiornando continuamente le prove di qualificazione anche tramite input dei produttori (es. EN 14236); le prove di qualificazione sono importantissime anche da un punto di vista tecnico in quanto permettono di evidenziare i punti deboli su cui bisogna lavorare per sviluppare nuovi strumenti. Inoltre in futuro, essendo lo scopo finale degli Smart Meter la fatturazione dell’energia effettivamente consegnata al cliente, accanto alla corretta valutazione della quantità del gas si renderà necessaria anche la valutazione

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della qualità del gas. Il prossimo incremento di smartness (un ipotetico smart 2.0) dei contatori consisterà quindi nella capacità di riconoscere i gas transitati, richiedendo quindi un notevole sforzo in termini di ricerca e sviluppo. In merito all’attività di ricerca e sviluppo è importante segnalare il Programma di Ricerca EMPIR, attivo già da circa due anni e rivolto principalmente agli istituti metrologici, ma aperto anche ad università e industrie. Il programma non riguarda solo il settore gas, ma anche lunghezza, massa, elettricità, ecc. Questo programma mette a disposizione fondi per due azioni: •

Joint Research Projects (JPRs), progetti per lo sviluppo di nuove conoscenze o miglioramento di tecnologie, prodotti, processi;

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Support for Impact Projects (SIPs), fondi per standardizzazione, disseminazione, sensibilizzazione, comunicazione, networking, coordinazione e supporto di progetti.

Il programma prevede delle call annuali su un tema di volta in volta diverso diviso in sotto-argomenti sempre nell’ambito della metrologia. Nel 2016 il tema è stato ambiente ed energia, mentre nel 2017 è prevista una call dedicata a “Metrology for Industry”, finalizzata a sviluppare metodi e tecniche di misure per applicazioni industriali. Estremamente interessante è che davvero chiunque può inviare alla piattaforma informatica presente sul sito del programma una proposta indicando un ambito di ricerca necessario. L’apertura a contibutor che non siano ricercatori di professione (ma anche tecnici) dimostra spirito e obiettivo dell’iniziativa, cioè uscire dallo stallo dell’autoreferenzialità degli istituti di ricerca, e dare voce anche alle esigenze dell’industria.

Il quadro normativo degli Smart Meter Gas, a livello nazionale ed europeo

Cristiano FIAMENI CIG

Come l’attività normativa si è mossa a livello italiano e europeo (e in alcuni casi anche intrecciata) a seguito dello sviluppo industriale e della ricerca? Alcune premesse. Il CIG si occupa di norme e come ente fa parte del sistema UNI. A livello europeo questa attività è seguita dal Comitato europeo 237 (comitato Gas Meter). La Direttiva di riferimento per i contatori è la Direttiva MID che detta i requisiti di legge, recepiti poi dalle norma pubblicate in Gazzetta Ufficiale. Le norma sui contatori pubblicate in Gazzetta oggi sono già molte, altre invece sono in fase di revisione; per andare a sostituire le edizioni precedenti e fornire ulteriori strumenti a fabbricanti e laboratori di verifica sia interni, sia esterni per la marca-

tura CEN (inclusa alla marcatura MID) in un percorso “continuo” di produzione e revisione di norme. A livello CEN (Normativa europea CEN/TC 237), in tema di normazione che standardizza la tecnologia, sono coperte tutte le tecnologie della metrologia rendendo disponibili agli operatori gli strumenti necessari a parlare lo stesso linguaggio. In merito ai misuratori di gas a membrana attualmente è in vigore UNI EN 1359:2006. La norma definisce “i requisiti e le prove per la costruzione, le prestazioni, la sicurezza e la produzione dei misuratori di gas a membrana meccanici di categoria 1,5, con pressione massima di esercizio non maggiore di 0,5 bar e a portata massima effettiva non maggiore di 160 m3/ h in un campo minimo di temperatura ambiente compreso tra -10 °C e + 40 °C”. Questa norma è oggi in corso di revisione (WG8), si prevedono cambiamenti significativi e il voto formale finale è previsto a breve. Il leit motiv di questa revisione è l’adeguamento alla MID 2014 (revisione parte relativa alla protezione alla corrosione, endurance test per contatori fino a 10 m3/h, requisiti per contatori non metallici per uso esterno); ossia all’evoluzione della direttiva intervenuta con delle modifiche che hanno reso necessario l’aggiornamento delle norme. Essendo ancora in corso una discussione tale revisione non è ancora citata in Gazzetta Ufficiale, anche se lo sarà a breve. Per i contatori a turbina attualmente è in vigore la UNI EN 12261:2006. La norma specifica le condizioni di misurazione, le prescrizioni e le prove per la costruzione, le prestazioni e la sicurezza dei misuratori di gas a turbina assiali e radiali con dispositivi di indicazione meccanici, con raccordi di linea per la misurazione del flusso di gas. La relativa revisione in corso (WG3) è appena cominciata. Per quanto riguarda i contatori di gas a rotoidi la norma attualmente in vigore è la UNI EN 12480:2015. La norma definisce le portate, la costruzione, le prestazioni, le caratteristiche per le misurazioni in uscita e le prove relative ai misuratori di gas a rotoidi per la misurazione del volume di gas. La norma si applica alle misurazioni dei gas della 1°, 2° e 3° famiglia, secondo la UNI EN 437, con pressione massima di esercizio fino a 20 bar nel campo di temperature compreso fra -10 °C e +40 °C. Per i misuratori di gas domestici a ultrasuoni attualmente è in vigore la norma UNI EN 14236:2007. La norma definisce “i requisiti ed i metodi di prova per la costruzione, le prestazioni e la sicurezza di misuratori di gas a ultrasuoni alimentati a batterie che usano un tubo coassiale singolo, oppure due connessioni sdoppiate ...” La revisione della norma è in corso (WG9). Tra i cambiamenti significativi, oltre l’adeguamento alla MID 2014 e all'estensione del campo di applicazione fino a 40 m3/h, c’è il punto importante che tratta la verifica del funzionamento in presenza di oscillazioni di pressione tipiche della rumorosità delle reti di distribuzione del gas. Un tema noto da tempo

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agli addetti ai lavori, che necessita di essere circoscritto per poterlo rendere in qualche maniera gestibile. II merito, c’è stato un contributo italiano importante a livello di riflessione generale d’impostazione, un problema rilevato a seguito di studi e ricerche italiane e presentato all’attenzione europea e nella revisione della norma. La normazione, come si evince da anche da questo esempio, è un’attività continua. Nel caso di contatori con funzionalità aggiuntive, a livello CEN le norme esistono già da tempo, alcune consolidate altre in revisione. La normativa attualmente in vigore è la UNI EN 16314:2013 che definisce “i requisiti aggiuntivi e le prove per i misuratori di gas con capacità massima di 40 m3/h ed una pressione massima di esercizio non maggiore di 500 mbar, conformemente alle UNI EN 1359, UNI EN 12261, UNI EN 12480, UNI EN 12405 e UNI EN 14236, che hanno dispositivi alimentati a batteria con ulteriori funzionalità che fanno parte del misuratore di gas o contenute in un ulteriore dispositivo funzionale aggiuntivo. La norma riguarda anche i requisiti aggiuntivi quando è utilizzato un indice elettronico piuttosto che uno meccanico. Se è compresa l’opzione di una valvola per l’interruzione del flusso di gas, la norma fornisce i requisiti solamente per i misuratori che hanno una capacità massima non maggiore di 10 m3/h ...“. Sono norme importanti ai fini della conversione, perché per poter fornire un dato corretto la misura deve essere rapportata alle condizioni termodinamiche. Le norme relative ai dispositivi di conversione sono: •

UNI EN 12405-1:2010 Parte 1 - conversione di volume (attualmente in revisione), specifica i requisiti e le prove per la fabbricazione, le prestazioni, la sicurezza e la conformità dei dispositivi elettronici per la conversione del volume del gas, accoppiati ai misuratori di gas ...

•

UNI EN 12405-2:2012 Parte 2 - conversione in energia, definisce i requisiti e le prove per la costruzione, prestazione, sicurezza e conformità dei dispositivi di conversione utilizzati per determinare l'energia dei gas combustibili ...

•

UNI EN 12405-3:2016 Parte 3 - Flow computer, specifica i requisiti e le prove per la costruzione, le prestazioni, la sicurezza e la conformità dei flow computer utilizzati per soddisfare i requisiti metrologici e tecnici dei dispositivi di conversione del volume di alta precisione nella misurazione dei volumi dei gas combustibili...

Tra gli argomenti in discussione nell’ambito dell’interscambio in atto tra ricerca e normazione sono da evidenziare nuove possibilità di misura sia per il GNL (con il difficile

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problema dato dalle temperature estremamente criogeniche del gas), sia le famiglie di combustibile del biogas e soprattutto del biometano, quest’ultimo diventato oggi una realtà. Argomenti allo studio da tempo in Europa, sui quali a breve uscirà la normativa europea sulla qualità del biometano per immissione in rete. A livello nazionale si sono anticipati i tempi producendo una norma che già elenca tali caratteristiche e fornisce una serie di indicazioni ulteriori per la gestione di delle immissioni. È in corso un confronto a livello europeo per capire se le indicazioni prodotte sono già buone o se sono necessari degli aggiustamenti nella revisione delle nuove norme, al fine di fornire delle misure corrette. Questo perché si passerà da 100% CH4 fossile a condizioni, oggi più ipotetiche che effettive ma in futuro sicuramente attese, in cui una percentuale molto elevata di gas naturale sarà di derivazione non fossile, con una composizione quindi diversa dal solo CH4. In merito ai contatori di gas massimo-termici la normativa attualmente in vigore è la UNI 11625:2016 (Contatori di gas - Contatori di gas con elemento di misura massicotermico a circuito capillare). In questo incrocio tra Italia ed Europa il CIG ha prodotto recentemente una norma italiana unica nel panorama europeo. Nell’ultima riunione plenaria del CEN/TC 237, infatti, tale norma è stata presentata dal CIG, discussa e messa al voto. La votazione ha avuto esito positivo ed è stata approvata la messa a studio del nuovo Work Item di una norma EN sui massici che avrà come base proprio la norma italiana. Nelle prossime riunioni del comitato si inizierà a discutere operativamente come allocare questo item, la chiamata degli esperti e lo schedule di tutta la tempistica necessaria per arrivare alla definizione della nuova norma. La norma italiana sui contatori massico-termici è la prima codificata in Europa su questo argomento, e include tra l’altro anche un approfondimento sulle oscillazione di rete. Parlando di standard volumetrici, passando dall’Europa all’Italia e incrociando quindi la questione Smart Meter, il CIG svolge da tempo un’attività per i contatori iniziata prendendo i riferimenti dell’Autorità sui requisiti e producendo un corpo normativo che da un lato è partito dall’inter operatività fino ad arrivare all’intercambiabilità per il mass market. Per il 2018 è previsto un piano di obiettivi ambiziosi di immissione sul mercato, installazione e messa in servizio di un numero consistente di contatori. Il CIG ha cominciato ad operare nel 2008. Nel 2010 sono state prodotte le prime norme; alcune di queste sono già alla seconda revisione. La parte sull’interoperabilità è stata completata nel 2013; successivamente sono iniziati i lavori per le norme sull’intercambiabilità. La prima serie è stata finita, la parte sui test è stata realizzata e attualmente

è in una fase ulteriore di revisione. Una seconda parte, sul modello dati sarà ulteriormente rivista. Di queste, sei parti sono già state pubblicate, mentre la parte due e la parte sei sono in fase di revisione. Infine, è importante sottolineare la questione comunicazione che è uno degli elementi cardine dei contatori Smart. In merito alla frequenza di banda 169 MHz ci sono state negli ultimi mesi una serie di provvedimenti sia a livello regolatorio, sia a livello dei principali gestori delle utility, affinché tale banda possa essere usata da più operatori che agiscono in settori regolati. Dopo un’approfondita riflessione portata avanti all’interno del CIG, è stata presentata all’UNI una proposta (da sviluppare insieme a tutti gli stakeholder come CEI, CIG, ecc.) per cercare di gestire alcune modalità della banda 169 MHz con l’accordo degli operatori. Si tratta di un tavolo di lavoro estremamente importante per il buon funzionamento del sistema utility; è auspicabile che si arrivi in tempi brevi a una convergenza di intenti.

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Ugo PAGANI Unareti

I sistemi di telelettura offrono oggi davvero grandi opportunità sia per le aziende produttrici di tecnologia sia ai distributori che devono scegliere quale prodotto è più vicino alle loro esigenze. Per adempiere agli obblighi dell’Aeegsi, il Gruppo A2A sta realizzando un sistema di Telelettura dei contatori gas in Radiofrequenza 169 Wm bus MHz, per telegestire 1,3 milioni di contatori nelle tre grandi città lombarde (Milano, Brescia e Bergamo). Ciò porterà all’installazione di circa 1.000 concentratori sui pali dell’illuminazione pubblica e sugli edifici pubblici, che consentiranno di connettere i misuratori associati presenti nei centri abitati dove è attivo il servizio. L’investimento economico per realizzare e posare i concentratori apre un’opportunità e giustifica il passaggio a un sistema multiservizio, finalizzato a connettere quanti più contatori possibile (come dell’acqua e del calore) utilizzando la stessa frequenza (169 MHz) e lo stesso protocollo. Il Sistema di Telelettura Multiservizio, infatti, permette di ottenere benefici in termini di economie di scala per l’azienda che lo realizza e il miglioramento della qualità del servizio per i clienti finali che ne usufruiscono. Anche se nel caso di A2A il valore assoluto generato in termini di beneficio è risultato ancora limitato dato che i contatori diversi da quelli del gas sono appena 90.000 (contro i 1.300.000). Ecco la ragione per cui si è passati – pur con degli sforzi importanti da un punto di vista tecnico e gestionale – ma un sistema multiservizio a un sistema multisocietario. Occorre cambiare intanto i paradigmi organizzativi, mentre prima si giocava soli in casa ora per fornire servizio a chi transita sulle proprie reti è necessario predisporre una modalità non invasiva (trasportare senza sapere cosa si trasporta, garantire il SAL). Da qui l’esigenza di affidare la rete a un operatore terzo, nel caso qui analizzato, alla società A2A Smart City e obbligando a dividere il SAC in due parti totalmente distinte, SAC T per la connettività e SAC M per le misure, in modo da assicurare alle aziende terze (non di proprietà, non socie, con le quali non s’intrattengono rapporti diretti) di gestire il servizio anche in modo autonomo. In sostanza la rete connettiva è come l’Autostrada dove possono transitare veicoli diversi di proprietà diversa. A questo proposito la presenza di connettività a banda larga, e in particolar modo con fibra ottica in ambito essenzialmente metropolitano, diviene un ele-

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mento strategico per lo sviluppo del processo di messa in rete dei concentratori. Ciò consentirà – una volta a regime – di operare in modo più rapido ed efficace, così da accelerare le tempistiche, quando dal concentratore si dovrà passare alla sede per il trasferimento dei dati. I dati rilevati che transitano dal sistema SAC T sono crittografati; quindi l’operatore terzo non ha la possibilità in alcun modo di agire sulle misure perché non conosce cosa trasporta. Un ulteriore beneficio è quello di evitare problemi di collisione e interferenza dei segnali che si avrebbero avendo più operatori che agiscono con la stessa frequenza sullo stesso territorio. Il modello multisocietario è stato testato a Milano con la Società Metropolitane Milanesi Spa per la lettura di alcune centinaia di contatori dell’acqua. Con la nuova modalità si potranno aggiungere alla rete connettiva altre decine di migliaia di contatori dell’acqua della città di Milano. Lo step successivo è il passaggio da un sistema multiservizio multisocietario a uno multiutility. Quest’ultimo si caratterizza per i concetti del SAC T separato dal SAC M e il ruolo della Metalibreria, necessaria a gestire i diversi modelli di misuratore installato. La metalibreria ha una funzione importante, oltre a ovviare alla difficoltà di leggere gli oggetti in campo (specie quelli già presenti), traduce e invia il segnale che esce dal misuratore. Ad oggi i misuratori del gas connessi in radio frequenza nelle città di Milano, Brescia e Bergamo sono circa 220.000 (fine 2016). La posa in radiofrequenza non è direttamente proporzionata alla posa dei concentratori, perché quest’ultima genera molte più problematiche. Sono già stati posati 114 concentratori; i contatori acqua con frequenza 169 MHz in servizio hanno superato – tra Brescia e Milano – le 1.000 unità. È poi cominciata la sperimentazione con il contatore del calore sia in laboratorio a Brescia che dal fornitore in Nord Europa; inoltre, è stato avviato il progetto “Interventi” per garantire un livello adeguato di gestione dei guasti, visto che il sistema di telelettura soffre di una difettosità rilevante (allarmi di mancata comunicazione, allarmi metrologici, allarmi di fuori range misura, allarmi batteria scarica, visore spento, intervento anomalo della valvola ecc.). Se gli oggetti elettronici, rispetto a quelli meccanici, sono tecnologicamente più avanzati hanno lo svantaggio di necessitare più manutenzione: da qui deriva la necessità di un’organizzazione adeguata dei guasti e un sistema esperto d’interpretazione degli allarmi. Quali sono i prossimi passi? Si dovrà, innanzitutto, verificare l’efficacia del sistema 169 MHz per connettere i sensori al servizio del distributore, eventualmente valutando soluzioni alternative alla misura 169 MHz in termine di protocollo e frequenza trasmissiva. Si dovrà poi avviare la sperimentazione della connettività anche dei contatori di energia elettri-

ca (2G) in radio frequenza, soprattutto per comprendere, gestire e risolvere i problemi di interferenza e di collisione dei dati. Il contatore 169 lavora sostanzialmente su 4 canali; pur essendo, dunque, un sistema altamente efficiente che raggiunge con il segnale luoghi dove altri protocolli non arrivano, è facilmente soggetto all’interferenza con la conseguente caduta della catena metrologica. Quindi tutti i sistemi in uso devono essere ottimizzati. Il tema ha, pertanto, una rilevanza normativa e complessità gestionale vistosamente sottovalutata. In ogni caso è attivo un piano per arrivare a quote di raggiungibilità di misura molto alte, anche se sarà difficile “fisicamente” arrivare gli obiettivi stabiliti dall’Autorità. Insieme al Politecnico di Milano si sta studiando un sistema in grado di capire dove installare i concentratori aggiuntivi che permetteranno di passare da percentuali di lettura dell’88% al 94-95%. Queste informazioni avranno un obiettivo puramente informativo, di conoscenza, poiché sarà difficile spingersi oltre sui risultati di telelettura, salvo dover cambiare le batterie del contatore (che continua a provare tutto il giorno) ogni due anni.

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Si è riscontrata anche la necessità di scrivere procedure accanto alle norme, definendo con chiarezza le attività operative e di gestione del sistema di telelettura (es. formazione, addestramento). Si tratta di sistemi che andranno ottimizzati ed efficientati con un lungo processo che fruirà dell’esperienza acquisita e dove la formazione sarà un cardine fondamentale.

Massimo GRANDI Gruppo Hera

Per un distributore – specialmente se opera in un territorio ampio e caratterizzato da diversa densità abitativa– il passare da un meter tradizionale a uno smart si configura come un’operazione molto complessa e articolata che chiama in causa una serie di soggetti non sempre abituati a confrontarsi: distributori, costruttori di meter, utenti finali, media. Gli ostacoli che si frappongono alla diffusione e installazione sono diversi e vanno da quelli più propriamente logistici (come la difficoltà nell’accesso ai contatori), a quelli tecnologici (meter di nuova tecnologia e quindi caratterizzati da possibili malfunzionamenti e/o correttivi tecnici da apportare in campo) a quelli legati alla gestione del cliente e alla comunicazione (come il cambio di abitudine, il rifiuto o la diffidenza verso la novità). Senza dubbio, per limitare problemi e ritardi, è fondamentale aprire un dialogo fattivo e forte con tutti i soggetti citati in modo da procedere il più possibile di pari passo. Un esempio è l’attivazione di tavoli tecnici di confronto fra distributori e aziende produttrici tecnologiche su questioni o criticità ricorrenti quali l’aggiornamento dei firmware, problemi di arruolamento o di durata delle batterie, incertezze sulla gestione degli allarmi. Ma non solo. È ugualmente importante concepire procedure chiare e dirigere gli sforzi in vista di una trasformazione delle professionalità presenti in azienda; la formazione continua di operatori specializzati e la redazione di istruzioni operative devono diventare elementi basilari su cui far funzionare il servizio. Il gruppo Hera complessivamente ha circa 1.150.000 punti di riconsegna che saranno oggetto degli interventi di roll out. La scelta di trasmissione adottata è duplice: 75% sarà in RF e 25% in GPRS. Il primo sistema verrà utilizzato soprattutto nei centri urbani più grandi, dove – ragione in più – è elevata la percentuale di contatori non agevolmente accessibili (come a Bologna, Modena e Ferrara).

Sempre in tema di smart meter, l’azienda ha anche aderito a un’iniziativa che – sulla scorta della delibera 393/13 l’Autorità – aveva previsto l’attivazione di un progetto pilota nella città di Modena; si tratta di un ampio progetto multiservizio per telegestione che prevede sperimentazioni su misuratori gas, acqua, teleriscaldamento, energia elettrica in bassa tensione e dei rilevatori sul riempimento dei cassonetti dell’immondizia. Il lavoro preparatorio è stato lungo, in certi casi anche problematico, specialmente nell’ambito dell’idrico per il quale si è preferito utilizzare sia la tecnologia 169 che 868. Parallelamente a questo progetto, è stata prevista l’attivazione di un portale web pensato per migliorare il servizio dei clienti finali attraverso l’analisi dei dati di consumi; l’utente che partecipa al progetto non solo potrà monitorare con precisione quanto consuma (venendo allertato quando i consumi superano un target fissato dal cliente stesso), ma anche essere informato su consumi anomali (mancato azzeramento dei consumi quando, per esempio, si è davanti a una programmata assenza del cliente finale). Si tratta di un’iniziativa che mira a coinvolgere e responsabilizzare ancor di più i cittadini-clienti sull’utilizzo di risorse, anche in vista dell’arrivo di strumenti come i contatori intelligenti in grado di fornire più informazioni, in maniera più precisa e frequente.

Damiano BRAGANTINI Osservando lo smart metering e immaginando una sua concreta e larga diffusione tra gli utenti, rimangono aperte diverse questioni su cui porre particoMegareti lare attenzione; esse riguardano, sostanzialmente, l’operatività, le tecnologie, la normativa e il processo. Le problematiche vanno dalla scelta della tecnologia, a quella del sistema di comunicazione, all’applicazione di procedure standard, fino alla pianificazione di interventi di installazione e manutenzione. Attività che – anche per problematiche molto puntuali, di natura tecnica – hanno forti impatti sugli investimenti. Come sta accadendo in altre realtà, anche il gruppo AGSM è in procinto di costituire un nuovo soggetto – AGSM Smart –in grado di riunire sotto di sé tutte le competenze necessarie per fornire servizi avanzati e complessi, mettendo in connessione e gestendo non solo i contatori (sebbene “smart”), ma tanti altri “oggetti”. Una scelta quasi obbligata nel panorama che si va

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profilando, dove risulta indispensabile avere conoscenze approfondite su ambiti quali telecomunicazioni, digitale, data analysis, cyber security. E ciò vale anche per realtà di dimensioni minori rispetto a quelle di gruppi come A2A o Hera.

Stefano BELLAVISTA Unica Reti

Unica Reti è una piccola utility proprietaria delle reti idriche e del gas dei 30 Comuni afferenti all’ex provincia di Forlì-Cesena; dal 2008 è stata individuata come stazione appaltante per quelle che sarebbero state le cosiddette “gare gas”. L’Atem conta 23 Comuni, circa 270.000 abitanti, 2.600 chilometri di rete e circa 190.000 PDR afferenti all’Atem di gara. Ad oggi sono 187.335 i misuratori alla data di riferimento del bando di gara; di questi, 113.477 sono da sostituire poiché non rispondono ai parametri delle normative sulla misura. Inoltre, si stima che circa 18.000 saranno sostituiti nel periodo transitorio tra l’attività che attualmente il gestore sta già svolgendo e l’effettivo affidamento del nuovo gestore della gara gas; ciò comporta l’inserimento di circa 95.000 nuovi misuratori nel piano di gara. Le linee guida stilate da Unica Reti prevedono, fra gli altri requisiti, lo smart metering come uno fra gli obiettivi principali di sviluppo della rete proprio. In un territorio fortemente metanizzato risulta poco efficace insistere con l’estensione di rete in località lontane che garantiscono scarsa sostenibilità di intervento, preferiamo agire sulla leva dell’innovazione tecnologica come indirizzo di sviluppo. Sono stati ipotizzati dei meccanismi premianti nei criteri presenti nel bando in maniera da favorire sistemi di smart metering possibilmente integrati che vadano nell’ottica del multiservizio idrico e gas. L’obiettivo è fornire un servizio il più possibile efficiente, non solo massimizzando le performance ma anche minimizzando i disagi all’utenza (attraverso una razionalizzazione degli interventi manutentivi). In una prospettiva più ampia è auspicabile che il modello di smart metering, possa replicarsi anche nel servizio idrico e di igiene urbana.

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L’innovazione tecnologica nel settore delle utility

Alessandro

Il mondo delle utility negli ultimi venti anni ha conosciuto una forte

MARANGONI Althesys

spinta in termini di innovazione tecnologica. Sino a qualche decennio fa, infatti, le aziende del settore mostravano un focus fondamentalmente ingegneristico, centrato sugli aspetti di produzione e sulla gestione tecnica. L’evoluzione ha reso sempre più strategiche le infrastrutture e, con la liberalizzazione negli anni Novanta, si è cominciato a dare peso anche ai “processi”, accorgendosi che oltre alle reti (o meglio alla fine delle reti) c’è un utente, un cliente. L’innovazione ha cominciato ad occuparsi, ad esempio, di sistemi di CRM, customer care. È seguita una fase di consolidamento del settore, durante la quale il mondo delle utility è cambiato completamente aprendosi alle aggregazioni (alcuni esempi sono Hera, A2A e Iren). Oggi si è ancora in una fase di trasformazione profonda, sia per l’esigenza delle aziende di dare corso a processi di efficientamento, razionalizzazione e ottimizzazione dei costi (indotta dai margini compressi di cui si soffre in tutti i comparti delle utility), sia perché la domanda si è ridotta. Così l’innovazione, storicamente la cenerentola del settore, è diventata oggi il focus e quella tecnologica in particolare, finora secondaria perché in qualche modo “importata” attraverso i fornitori, è oggi spinta e sviluppata dalle stesse utility. Bisogna considerare che il settore utility si presenta non solo piuttosto frammentato ma anche disomogeneo. Accanto alle eccellenze dei grandi gruppi si affianca un tessuto di piccole e medie aziende locali profondamente diverse l’una dall’altra; è sufficiente ricordare che in alcuni segmenti (come acqua e rifiuti), operano imprese che svolgono i servizi in economia, considerando i temi dell’innovazione ancora lontani dalla propria realtà. Un ritardo sull’innovazione che – se si fa un confronto con l’Europa – tocca un po’ tutto il contesto italiano e non solo quello delle piccole aziende. Come è possibile desumere dal grafico (Spesa in R&S nei Paesi UE28) l’Italia è sotto la media europea e ancora molto in ritardo rispetto ai leader sia in rapporto al Pil, sia in termini pro capite.

In tutti i comparti delle utility l’innovazione è sempre più rilevante: da un lato perché si inserisce nel processo di efficientamento dei costi e di miglioramento delle performance (lato interno), dall’altro perché rappresenta un motore di sviluppo esterno per tutto il sistema economico. Perché l’Italia accusa questo ritardo? Le ragioni sono molteplici. Ad esempio, si può porre l’attenzione sulle norme sugli appalti che spesso confliggono con altre normative, come anche sulle procedure per la scelta dei fornitori, più vicine a quelle della pubblica amministrazione che delle imprese private, a causa di una serie di vincoli a cui le utility devono sottostare. D’altra parte, mentre i settori elettricità e gas si sono evoluti da alcuni anni con investimenti importanti, per le reti idriche e di waste management c’è invece ancora necessità di investimenti strutturali, e la relativa regolazione o ancora non esiste, o è entrata in vigore in anni recenti. Utilizzare la leva tecnologica nelle public utility all’atto pratico significa realizzare tante opzioni: si va dalla gestione degli impianti (nei diversi settori: elettricità, gas, rifiuti e acqua, teleriscaldamento); alle infrastrutture di rete; i servizi innovativi di marketing e customer

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care; e più in generale d’innovazione gestionale. Poi vi sono le tematiche di R&S per la gestione degli impianti, il loro efficientamento (come tecnologie che riguardano il fuel o l’energy saving), i sistemi informativi e di controllo, di gestione e di maintenance. In merito alle infrastrutture l’innovazione tecnologica passa per lo smart metering, per i materiali che compongono le reti, le installazioni come le tecnologie no dig, senza dimenticare la parte di manutenzioni e interventi. Al settore servono ancora servizi di supporto, sistemi informativi, strumenti di comunicazione web based per la gestione delle flotte, il tracciamento dei veicoli, per le squadre di intervento, per la logistica della raccolta dei rifiuti. Crescono gli spazi per l’innovazione nella gestione e assistenza dei clienti, come la customer care interattiva, app e servizi per gestire in mobilità. L’elenco di possibilità è lungo. Nel settore idrico fare innovazione per permettere lo sviluppo dello smart metering vuol dire lavorare anche su alcune frontiere tecnologiche come la potabilizzazione, filtrazione e depurazione delle acque, o i sistemi di manutenzione e di rinnovamento delle reti idriche non tradizionali (oltre al no dig a tutto il sistema del relining, che permette di ripristinare le reti compromesse). Nello sviluppo dei materiali vi è l’innovazione legata alle nuove generazioni di materiali plastici con tutte le tematiche di resistenza, durabilità, qualità, costi di installazione. I rifiuti a loro volta sono un settore molto complesso con potenzialità di efficientamento importanti nelle fasi di raccolta, ma con frontiere tecnologiche ancora più importanti nella fase di trattamento dei materiali e a valle per quanto riguarda il recupero e il riciclo. Qual è lo stato attuale dell’innovazione nelle utility italiane? Top Utility è il think tank che monitora e valuta le performance delle 100 più grandi utility del nostro Paese, anche dal punto di vista degli investimenti tecnologici e di ricerca e innovazione. Il campione di aziende analizzato copre i quattro settori delle utility (acqua, energia, gas, rifiuti urbani) ed è ben distribuito da un punto di vista dei comparti e delle dimensioni. Oltre un terzo delle aziende descritte sono multiutility, mentre circa la metà sono focalizzate solo su idrico e ambiente. Le 100 aziende rappresentano un fatturato totale di 120 miliardi di euro (quasi il 7,5% del Pil italiano), 130.000 addetti e nell'ultimo anno rilevato più di 4 miliardi di euro di investimenti, pari al 3,4% del fatturato totale. Il campione preso in esame copre il 56% dell’energia elettrica generata in Italia, il 63% dell'acqua distribuita e il 35% dei rifiuti urbani raccolti. Nell’ultimo anno le Top 100 hanno speso ben 4,1 miliardi in immobilizzazioni tecniche; una somma che, benché non sia stata investita solo in innovazione, rimane comunque rilevante. Il grafico mostra la percentuale degli investimenti tecnologici rapportata al fatturato degli investimenti totali e suddiviso per i quattro comparti. Nonostante la situazione di difficol-

tà e di compressione nei margini di alcuni settori (tipicamente il power generation, ma non solo) gli investimenti in Italia hanno tenuto (0,3% del Pil). La maggior parte riguarda il comparto energetico; considerando la realizzazione di nuovi impianti di generazione sono ormai sostanzialmente esauriti, sia nel termoelettrico sia nelle rinnovabili, gli investimenti riguardano soprattutto il potenziamento e l’ammodernamento delle reti di distribuzione, elettrica e gas. Nel waste management gli investimenti sono stabili, ma per dimensione non comparabili con quelli dell’energia e focalizzati soprattutto nella fase di raccolta. Nell’idrico, con l’avvento dell’Autorità e una visibilità sulle tariffe si è ripreso a investire: in termini percentuali è, dunque, il comparto dove si è investito di più (il 20% sui ricavi è una cifra percentuale enorme confrontata a qualunque altra industria). Le multiutility necessitano di un’analisi separata. Il grosso degli investimenti riguarda le imprese più grandi, anche se in termini relativi è inevitabile che lo sforzo sia fatto dalle più piccole, spesso più indietro. Non secondario è l’impegno nell'area non strettamente operation, ma nella gestione del rapporto con il cliente: il 45% delle utility ha una presenza attiva sui social network o ha sviluppato applicazioni mobile per gestire il rapporto con i clienti o ha uno sportello on line (tre quarti del campione). Sono raddoppiati gli investimenti in comunicazione e marketing, relativi ad attività e servizi nuovi. Sull’area specifica innovazione e ricerca (dove il lavoro di Top Utility tra l’altro è stato svolto in collaborazione con RSE) sono stati mappati una serie di progetti sviluppati dalle imprese sia al loro interno (in alcuni casi con la collaborazione di università o enti di ricerca esterna), sia affidandola a soggetti esterni. Per il settore energetico è emerso che le innovazioni

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seguono prima di tutto la trasformazione del sistema elettrico, quindi sviluppo di smart grid e smart metering. La struttura della generazione è completamente cambiata con l’avvento della generazione distribuita, questa è una sfida straordinaria per i distributori. Si cominciano a fare sperimentazioni sui sistemi di accumulo, anche se lo sviluppo è timido e inquadrato nei progetti pilota autorizzati dall'Autorità. Nel settore idrico la situazione è molto più articolata. La ricerca, che ha acquisito peso rispetto al passato, è mirata fondamentalmente alla sicurezza del prodotto acqua consegnata e alla tutela dell'ambiente. Essa si ramifica in tre attività principali: per la potabilizzazione si stanno studiando nuovi materiali filtranti e sistemi di monitoraggio degli inquinanti; per la distribuzione c’è il tema del metering, dei sistemi di telecontrollo e di sperimentazione di contatori intelligenti; per la depurazione si stanno sviluppando nuove tecnologie per identificare e trattare sostanze potenzialmente pericolose, patogeni rari, sostanze chimiche e sulla riduzione dell’impatto ambientale. Per il waste management l’innovazione è soprattutto orientata al tema dell'economia circolare. Da un lato, incrementare i livelli di raccolta (anche se in alcune aree del Paese siamo già a valori comparabili con i migliori casi europei). Dall’altro, sviluppare tecnologie di recupero di frazioni non tradizionali, come valorizzazione di alcuni metalli dei RAE, riutilizzo e riciclo dei materiali che compongono gli assorbenti, riciclo dei materiali che provengono dallo spazzamento delle strade, ecc. E poi c’è il tema molto attuale del biometano, in cui le utility seguono la sperimentazione in corso da parte dei fornitori di tecnologie. Due ambiti di innovazione trasversali sono l’efficienza energetica (che accomuna un po’ tutti i settori pur toccandoli in modi diversi) e la digitalizzazione. Per l’efficienza energetica Top Utility ha rilevato una forte attenzione al risparmio e al recupero energetico nei processi interni, ma anche come servizio da vendere ai clienti industriali. Questo avviene sia per alcune grandissime utility nazionali, sia per realtà più ridotte e locali. Importanti utility inoltre stano acquisendo Esco. Si stanno sviluppando anche tecnologie meno note, come quelle che sfruttano il salto di pressione delle reti di distribuzione dell'acqua, piuttosto che tecnologie e sistemi di valorizzazione dei fanghi della depurazione. Connesso allo smart metering c’è la digitalizzazione che si inserisce in un processo molto più ampio di trasformazione dell’approccio strategico delle utility. Si tratta di realtà in trasformazione, che stanno passando da essere fornitori di commodity (visto che il kilowattora o il metro cubo di gas sono uguali per tutti) a fornitori di servizi a valore aggiunto. Ambiti in cui si apre il tema dei canali digitali di servizio ai clienti, quello dell’Information Security e quello legato alla IOT, quindi all’internet of things, con relative piattaforme e infrastrutture. 29

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USmartConsumer – progetto europeo per promuovere l’uso efficiente dei contatori elettronici

Marina VARVESI AISFOR

USmartConsumer è un progetto europeo finanziato dall’ultimo bando del programma Intelligent Energy for Europe (programma ora in Horizon 2020) con l’obiettivo di promuovere lo smart metering in Europa. Focalizzandosi essenzialmente sul settore elettrico e ha come concetto generale “volere un consumatore smart”. La società di consulenza spagnola Escan coordina l’iniziativa a cui aderiscono – in partenariato – dieci soggetti europei diversi per settore d’attività quali agenzie energetiche, ministeri, associazioni di consumatori, consulenti, aziende di formazione (Aisfor è il partner italiano). Un partenariato ampio che ha permesso di aprire un dialogo tra i soggetti coinvolti, offrendo a ciascuno la possibilità di raccogliere informazioni su quello che il settore esprime nei diversi Paesi di provenienza. Nel 2013, data di apertura del progetto, la realtà europea dello smart metering era decisamente più frammentata rispetto a quanto non lo sia oggi. Negli anni di lavoro che si sono susseguiti si ha avuto modo di osservare come alcuni elementi e tendenze di sviluppo del settore smart metering si siano riproposte e ripetute, magari con tempistiche diverse, in tutti i Paesi coinvolti. Un esempio fra tutti è la battaglia che il gruppo olandese “No Smart Meters” ha portato avanti contro l’introduzione dei contatori intelligenti, tanto da influenzare la normativa sull’installazione emanata dall’autorità locali. Ma movimenti di opposizione o critici verso sistema dello smart metering sono sorti – sebbene con caratteristiche differenti – in tutta Europa. Oggi, grazie a interventi normativi, ma soprattutto a una profonda opera di sensibilizzazione e divulgazione (con il coinvolgimento diretto dei consumatori), il fronte dei contrari allo smart meter si è di molto ridotto nel numero e nell’intensità della protesta. Il progetto USmartConsumer ha una duplice veste in quanto è rivolto sia ai consumatori sia agli operatori del mercato energetico; di fatto, mentre da un lato promuove la conoscenza e la sensibilità del consumatore (più consapevole dei suoi consumi energetici grazie a un utilizzo efficiente dei contatori energetici), dall’altro incoraggia il mercato,

promuovendo l’erogazione di nuovi servizi offerti dai contatori energetici rispondenti ai bisogni del consumatore. Le attività di questo progetto sono essenzialmente quattro. La prima è lo “sviluppo di strumenti per l’attivazione del mercato” (come ad esempio la promozione del dialogo tra i vari attori). In questa attività sono comprese diverse sottoazioni di cui la prima è l’analisi dello stato del roll-out dei contatori in Europa e l’erogazione dei servizi connessi. Analisi condotta in tutti i Paesi coinvolti che ha permesso di produrre “European smart meters and services Landscape Report”, la cui versione aggiornata (2016) è stata presentato alla European Utility Week del 2016 a Barcellona. Le altre attività in cui si articola il progetto riguardano un’ampia campagna per il coinvolgimento attivo dei consumatori; “action in the field” per favorire il testing di nuovi e innovativi servizi post-contatore (azioni sul campo per promuovere i servizi); comunicazione e diffusione in Europa dei risultati e delle conclusioni del progetto. Rientrano tra i risultati dell’iniziativa anche i cosiddetti “fact sheets”, schede informative sullo stato dei servizi per i consumatori, redatte in lingua nazionale usando un lin-

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guaggio accessibile a tutti. Ugualmente va annoverato il “Consumer’s protection framework paper”, un documento che fornisce indicazioni pratiche su come costruire e implementare un piano di roll-out. Non meno importanti sono state le iniziative di disseminazione e informazione quali tavole rotonde e workshop a livello nazionale ed europeo organizzate per promuovere il dialogo fra i vari attori. Un altro successo dell’iniziativa è stata l’elaborazione della mappa riportata nel “Landscape Report” dove viene mostrato, per il settore elettrico, come si sono sviluppati i mercati nei diversi Paesi, evidenziando per l’Italia ampi margini di miglioramento nel settore dei servizi. Il progetto ha permesso di realizzare una campagna per il coinvolgimento attivo dei consumatori in tutti i Paesi coinvolti con attività d’informazione e formazione, articoli e una pipeline per la richiesta d’informazioni. I risultati italiani consistono nella pubblicazione di numerosi articoli su giornali, rassegne stampa, interviste, social network (Facebook e Twitter) e video su Youtube (materiale disponibile sul sito del progetto), conferenze, brochure, hotline e la campagna USmartConsumer approvata nell'ambito dell’iniziativa per l’efficienza energetica di Enea “Italia in Classe A”.

La tecnologia 169 MHz “2.0”: le nuove sfide tecnologiche

Massimo CESARO Meterlinq e ANIE CSI

Quando si parla di tecnologie smart e di capacità di dialogare tra dispositivi e componenti in campo significa, essenzialmente, ragionare sull’interrelazione fra più soggetti in una filiera integrata. Il device in campo non solo invia dati e permette al gestore del servizio di monitorare il processo di acquisizione, ma – nel contempo – rende fruibile il dato raccolto all’utente. Per trasferire i dati che lo smart meter raccoglie è necessaria un’infrastruttura di comunicazione adeguata agli obiettivi, ma la questione su quale sia la migliore tecnologia è ancora aperta, dibattuta. Un certo numero di soggetti industriali, riunito in un Gruppo dell’Associazione Componenti e Sistemi (CSI), in seno alla Federazione ANIE, sta portando avanti le istanze della tecnologia radio basata sulla frequenza a 169 MHz. Entriamo nel dettaglio, osservandone le principali caratteristiche. Il modello di riferimento UNI TS per lo smart metering del gas, prevede la presenza di una porta PM1 radio a 169 Mhz sul contatore, che sfrutta un protocollo di trasporto radio conosciuto come Wireless M-BUS. La frequenza a 169 MHz è stata armonizzata nel suo lbero impiego in ambito industriale e civile dalla Decisione 2005/928/EC70, con la conseguente disponibilità e destinazione d’uso in 28 Paesi dell’Unione europea. Il libero utilizzo comporta l’assenza di costi di licenza per la realizzazione di reti private (come quelle che di fatto già oggi si utilizzano nello smart metering gas) da parte dei DSO. La libertà e la mancanza di un suo uso esclusivo fanno sì che non sia previsto alcun diritto di protezione in caso di interferenze (come ha deciso il Ministero dello Sviluppo Economico con note del 20/2/2015). Prescritta dal Comitato Italiano Gas per la telelettura e tele-gestione dei contatori gas di nuova generazione, suddivide la banda in 6 canali collocati nel range da 169,400 MHz a 168,475 MHz con un’ampiezza di 12 Khz e mezzo per canale; per questa ragione è considerata una tecnologia in banda stretta o narrow band. Una delle caratteristiche della frequenza a 169 MHz (Very High Frequency o VHF) vi è la sicurezza nell’impiego, poiché alle potenze utilizzate (minori di 500 mW) molti studi eseguiti nei decenni passati indicano che non essa non rappresenti un pericolo per la salute umana.

Passando rapidamente in rassegna i principali benefici nell’adozione, si ha, innanzitutto quello legato alla capacità di propagazione sia indoor che out door. Un altro vantaggio è la possibilità di progettare delle reti efficienti dal punto di vista energetico, grazie all’elevata durata delle batterie (fino a 15 anni). Per quanto riguarda il Wireless M-Bus, il protocollo che gira sulla frequenza, è un protocollo di trasporto dei dati, quindi contiene informazioni minimali sulla tipologia della rete e si chiama punto-multi punto perché molti contatori convergono verso un gateway/concentratore. Questo è ben definito nella UNI TS 11291-11-4:2014 Profilo di comunicazione PM1. Il Wireless M-Bus è uno standard europeo, si chiama EN 13757 ed è stato adattato per le esigenze specifiche del mercato italiano, inserendo appunto il mode-N, Narrow band. Originariamente sviluppato per la frequenza di 868 Mhz il Wireless M-Bus, era pensato per applicazioni nel settore dell’acqua. Una delle migliorie apportate dalla ricerca svolta in Italia per l’impiego nello smart metering gas riguarda l’estensione del mode-N, ora è diventata uno standard a livello globale . Caratterizzato da una modulazione GFSK, prevede nelle aplicazioni di gas metering una velocità massima di 4,8 Kbps per secondo. Il CIG ha ulteriormente definito la modalità di utilizzo della frequenza definendo strumenti di controllo di accesso al mezzo trasmissivo, come ALOHA e LBT (Listen Before Talk), la possibilità di inviare messaggi in broadcast e la bidirezionalità con il supporto del download del firmware. Un grande vantaggio del Wireless M-Bus è l’essere esente da diritti di proprietà intellettuale; non esistendo barriere all’ingresso, chiunque può prendere una copia dello standard, comprarla o scaricarla dal web e costruire una radio Wireless M-Bus. Inoltre, è di libera implementazione: sul mercato vi è disponibilità di moduli radio e stack del protocollo. La start-up innovativa Meterlinq da circa 2 anni ha avviato test di esercizio su una rete studiata ad hoc per verificare quali erano le prestazioni di questo sistema. La sperimentazione realizzata in collaborazione con l’utility RetiGasBari di Bari, in Puglia, ha iniziato a restituire dati interessanti e suscettibili di analisi. La disponibilità della rete di telemetria è del 99,999%, le notifiche di lettura giornaliere – in modalità push (spedizione ad intervalli casuali) – sono maggiori di 2 su tutta la popolazione interessata dal pilota, con un raggio di copertura dal gateway al contatore che varia dai 450 agli 800 metri in ambiente urbano, ma che può superare il chilometro in visibilità ottica e con un rapporto di concentrazione effettivo che varia da 1:150 a 1:450 a seconda della collocazione dei contatori e della tipologia dell’ambiente circostante. I dati raccolti in questo lasso di tempo mostrano un fat-

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tore di ridondanza medio pari a 2.2, e ciò significa che un contatore è sempre in grado di dialogare con almeno 2 gateway, ogni giorno.La durata media (OTA) di firmware upgrade di 5 giorni, a seconda del modello di contatore utilizzato. Sulla base dei dati raccolti è possibile fare alcune valutazioni qualitative. Innanzitutto emerge che di fronte a uno strumento così potente come lo smart meter è necessaria una gestione adeguata. È necessario preparare un modello di predizione di copertrua radio specifico ed effettuare verifiche di copertura sul campo, considerando le condizioni differenti dai modelli classici (posizionamento antenne e stazionarietà) e la scalabilità e le capacità legate al meccanismo di accesso (un uso multiservizio della rete). Inoltre bisogna prevedere un’accurata pianificazione di rete come l’allocazione e distribuzione dei canali radio, considerare l’asimmetria RX/TX tra gateway e GdM e la verifica continua dei livelli di potenza RSSI (per ottimizzare l’uso delle batterie). È opportuno considerare l’adattamento ambientale e logistico, valutando le condizioni operative diverse della radio a 169 MHz rispetto a quelle teoriche (per esempio la minore copertura dovuta ad attenuazioni ambientali, rumore di fondo) e verificarne la raggiungibilità. Il sistema di impiego del WM-BUS a 169 Mhz oggi esiste, ma per funzionare al meglio ha bisogno di evolversi, non rivoluzionarsi. Sono stati pertanto identificati 4 livelli su cui potenzialmente intervenire: fisico, di architettura di rete, applicativo e logistico-normativo. Dal punto di vista fisico, data rate inferiori con reti più efficienti consentono una maggior copertura; lo schema di modulazione utilizzata attualmente, il GFSK prima menzionato, è un modello basilare, semplice, concepito in un momento in cui non si aveva un’idea precisa del funzionamento di questi sistemi in campo. Per questa ragione oggi è possibile affermare che schemi di modulazione alternativi – come il GMSK, l’offset-QPSK, il DSSS/ FHSS – piuttosto che schemi basati sullo spread spectrum, consentirebbero di migliorare sensibilmente le prestazioni. I vantaggi deriverebbero da una maggiore efficienza dal punto di vista dell’amplificatore, una minimizzazione delle interferenze, una sincronizzazione (schedulazione e utilizzo efficiente delle risorse radio) e un aumento della capacità, per esempio inserendo delle logiche tipo TDMA o FDMA nei canali da 12,5 kHz. Unaeventuale integrazione di questa tecnologia, permetterebbe la coesistenza con le reti già presenti. A livello di architettura i possibili miglioramenti passano dalla norma EN 13757-5:2013 Part 5: Wireless relaying (adattato a 169 MHz). Grazie ad essa si possono immaginare degli schemi di instradamento dei messaggi, di

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conferma dei messaggi fatta a basso livello, una sincronizzazione di precisione, degli Energy Aware Routing Protocols, già utilizzati in altre applicazioni. Dal punto di vista del livello applicativo, l’obiettivo primario è evitare le collisioni (ovvero due o più contatori che cercano di trasmettere nello stesso momento), in maniera da poter usare il protocollo anche per altri servizi di pubblica utilità: acqua, calore, elettricità con smart meter di 2ª generazione. Poi vanno perseguiti due altri fini come l’aumento di prestazioni e la scalabilità minimizzando ritrasmissioni e tempi di completamento (letture più frequenti mantenendo lo stesso consumo energetico). In questo caso si tratta di cambiare il livello di accesso dall’LBT prescritto oggi nell’interfaccia PM1 a un altro, come per esempio il Bitmap-wise Wireless M-Bus coordination (BWM-Bus). Da ultimo vi è il tema della localizzazione dei siti di installazione dei gateway e dei concentratori. Nel mondo reale difficilmente la localizzazione di questi è ottimale rispetto a quanto previsto nei modelli predittivi. Inoltre – altra questione – lo spettro libero non è protetto, salvo interferenze causate da impianti o apparecchi non conformi o conseguenti azioni intenzionali che ne limitino o interrompano l’utilizzazione (come recita il Codice delle comunicazioni). In questo senso potrebbero esserci degli interventi normativi che favoriscano lo sviluppo di servizi di pubblica utilità (per esempio la possibilità di utilizzare l’antenna condominiale VHF) e il cosiddetto “fair use” della frequenza, con l’istituzione di un registro di roll out di queste reti usate per la pubblica utilità. In conclusione, il Wireless M-BUS a 169 MHz è una tecnologia accessibile e di provata efficacia per lo smart metering del gas e altri servizi di pubblica utilità.  Essa consente di realizzare reti private a costi di impianto ed esercizio compatibili con servizi a tariffa, con il costo dei moduli radio inferiore ai radio modem per IoT su spettro licenziato (senza royalties). La frequenza libera non sembra poi essere un limite all’impiego per servizi di pubblica utilità. Naturalmente è possibile una evoluzione per adeguare la tecnologia alle esigenze multiservizio dopo aver maturato una maggior esperienza nella progettazione e roll-out delle reti, anche a protezione degli investimenti già e ettuati da produttori di smart meter e DSO. Come in passato, il quadro normativo e regolatorio sarà determinante per gli sviluppi futuri.

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Applicazioni smart utility per il miglioramento della distribuzione idrica

Maurizio DEL RE Veolia Water Technologies

Governare la risorsa idrica significa occuparsi di un complesso articolato di attività operative ed amministrative che impatta fortemente sulla vita degli individui e su quella della società. È indispensabile dotarsi di strumenti gestionali specifici per monitorare le perdite, garantire continuità dell’approvvigionamento idrico, risolvere i problemi di infiltrazione delle fognature, per occuparsi di questioni rilevanti sotto il profilo idrico ambientale, come le portate di supero nelle fognature miste che, specialmente in caso di pioggia, creano comunque dei gravi scompensi sui corpi idrici ricettori. Tornando ai servizi di acqua potabile: ai tradizionali controlli della qualità dell’acqua distribuita , di per sè un’attività di particolare rilievo sia in termini di verifica della qualità contrattuale sia in termini di sicurezza, vanno affiancati controlli in tempo reali diffusi in rete distributiva. Infatti non ci sono più fonti prive di rischi come si diceva un tempo per sorgenti di montagna, oltre tutto ci sono pozzi spesso diffusi in territori anche fortemente antropizzati, pertanto la tempestività della misura diventa un fattore dirimente per garantire una garanzia continua di qualità e prontezza di intervento in caso di necessità. In questo senso, un sistema di gestione idrica può migliorare in efficacia ed efficienza attraverso misure automatiche, fruibili ormai diffusamente e a costi ragionevoli se inserite in contesto Internet of Things. L’introduzione dello smart metering, più che per i settori gas ed elettrico, diviene elemento fondamentale per il miglioramento del servizio e delle attività di distribuzione idrica , ben al di là della mera gestione amministrativa di utenza. In particolare, nell’ambito più specifico della distribuzione, le misure automatiche di utenza, lo smart metering in senso stretto, diventano sinergiche alle misure automatiche del processo di distribuzione, quali portata, pressione, qualità. Le ultime due completano il quadro di una corretta gestione della rete di distribuzione che garantisce un adeguato controllo delle perdite, una ottimizzazione e una registrazione delle pressioni delle reti; il che significa

attuare una politica di conservazione delle risorse energetiche ed idriche: si minimizzano i costi e in consumi di energia, come si evitano delle eccedenze di fornitura idrica che poi la rete non riesce a sostenere, generando perdite e probabilità di disservizi. Ciò senza trascurare la sicurezza della fornitura, fattore rilevante in contesto di Water Safety Plan. Sono quindi sempre più necessari sistemi in grado di raccogliere con adeguata frequenza i segnali e le sempre più voluminose informazioni provenienti da ogni elemento del processo sopra descritto. Per questo motivo il gruppo Veolia ha puntato sulla radio frequenza 868 MHz : per la quantità dei dati che devono circolare nel sistema, mettendo a punto dei radiomoduli indipendenti dalle manifatture di contatori. In questo modo si rende possibile un efficace rilevamento delle perdite non solo sulle reti ma anche in corrispondenza del contatore e a valle di esso. Le diverse informazioni (blocco del contatore, tipo di perdite, grado efficienza etc.), vengono registrate, inviate e regolarmente confrontate sia con dati di progetto normali, sia con dati che provengono dalle registrazioni normalizzate di periodi precedenti. Lo schema è quello tipico di radiomoduli con raccolta dei dati, per convergere nella rete GSE o GPRS, attraverso la quale i dati arrivano ai server (direttamente dell’operatore oppure gestiti in cloud). Oltre agli smart meters, che assumono un ruolo chiave anche nella riduzione delle perdite fisiche, ci sono anche i misuratori di portata nel distretto, misuratori di pressione e di qualità, misuratori ultrasonici per quanto riguarda la fognatura, noise loggers fissi che servono per dare con continuità un servizio di monitoraggio delle perdite e di individuazione delle stesse. È importante che letture contatori, misure di processo e misure di qualità, convergano in una gestione unitaria attraverso la quale è possibile non solo dare le informazioni tempestive al cliente, ma anche garantire una gestione programmata degli interventi sulla rete, prima che avvengano degli eventi critici. Ugualmente è necessario monitorare l’assetto della rete in modo continuativo per una efficace gestione delle pressioni, in maniera da ridurre al minimo il costo energetico e il costo , anche ambientale, della risorsa.

Energia Media

Conclusioni Ferruccio VILLA AEEGSI

Il mondo dello smart metering è profondamente mutato in questi ultimi anni, non solo dal punto di vista dello sviluppo tecnologico o della penetrazione e diffusione di questo sistema nel mercato. La trasformazione ha, infatti, riguardato anche l’atteggiamento che i clienti, e chi li rappresenta (come le associazioni consumeristiche), e i diversi operatori della filiera hanno maturato nei riguardi del “contatore intelligente”. Dall’aperta ostilità o dalla diffidenza iniziale, si oggi è passati a un atteggiamento più aperto o meno conflittuale, frutto anche dell’aumentate consapevolezza e conoscenza di costi e benefici. In questi anni, l’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico (AEEGSI), seguendo da vicino il tema dello smart metering per gli aspetti regolatori di competenza, ha preferito tuttavia rimanere neutrale, non prendendo quindi una posizione definitiva ed esclusiva su temi fortemente dibattuti come la tecnologia da adottare e il canale di comunicazione da utilizzare. Posto che sul mercato coesistono due tecnologie di misura, ovvero smart meter concepiti con soluzioni volumetriche e smart meter realizzati con soluzioni statiche e che, analogamente, esistono diversi sistemi di comunicazione (169MHz, SIM 3G, etc.) l’AEEGSI ha, dunque, preferito non esporsi a favore di una determinata soluzione, purchè venga sempre garantita l’interoperabilità e l’accesso alle informazioni da parte di terzi. Tuttavia, ciò che emerge osservando il mercato – e in particolare il settore del gas naturale – è che vi sia una convergenza piuttosto chiara verso i sistemi a 169MHz e punto-punto. In questo senso, il roll out dello smart metering gas e le sperimentazioni di multiservizio ormai avviate in varie parti di Italia potranno servire per determinare quale soluzione sia più efficiente in base agli obiettivi posti. Altro tema di grande rilevanza riguarda il funzionamento delle batterie poste all’interno dello smart meter. L’AEEGSI è interessata a conoscere meglio non solo i modelli, ma le relative performance monitorando così lo sviluppo tecnologico di ogni componente del sistema.

Energia Media

Paper n. 11/ 2017 - Smart Meter

In previsione del 2018 – anno entro cui è prevista la sostituzione della metà dei tradizionali contatori gas con quelli intelligenti per i distributori di maggiori dimensioni– permangono ancora diverse incognite. Le percentuali di messa in servizio dei nuovi strumenti non è omogenea tra i diversi distributori, specie per quelli che hanno meno di 50mila clienti finali. E non sono pochi considerando che in Italia operano ancora 202 società di distribuzione, un numero rilevante nonostante la forte riduzione avvenuta in questi ultimi anni (nel 2003 erano oltre 700). Altro punto rilevante riguarda i costi degli smart meter gas. L’AEEGSI ha avviato un procedimento affinché si arrivi a un aggiornamento dei costi standard dei contatori del gas, alla definizione dei corrispettivi per le verifiche metrologiche e dei costi connessi sostanzialmente alla misura, quindi ai sistemi di comunicazione. Attualmente la forbice di costo tra i prodotti e le soluzioni presenti è ancora molto, troppo ampia. Infine, la riflessione sugli smart meter coinvolge quella sulle smart city (di cui l’AEEGSI si è in parte occupata nella Delibera 646/2015/R/eel), e in generale sul macro tema delle innovazioni in ambito urbano. A questo proposito saranno importanti i risultati di performance provenienti dai progetti pilota multifunzione e multiservizio. Smart meter elettrico, gas, acqua (anche in ottica dello sviluppo delle smart city): si sta incominciando ora ad avere le dimensioni del fenomeno, i dati sul loro funzionamento e le potenzialità di utilizzo. Tuttavia, il cammino è ancora lungo e pieno di ostacoli; ma soprattutto percorrerà strade che ancora non ci aspettiamo, grazie al possibile sviluppo tecnologico.

PAPER 11/2017 - SMART METER

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