Mauro Ricci, Presidente CEI CT 13

Emilio Consonni, Segretario CEI CT 13

L’avvento dei contatori elettronici ha modificato sensibilmente la natura dei sistemi di misura dell’energia elettrica impiegati su reti di bassa tensione, media tensione e alta tensione. Negli ultimi quindici anni si è passati da sistemi prettamente elettromeccanici a sistemi completamente elettronici in grado di trasmettere in remoto i dati di misura e consentire l’espletamento delle normali operazioni di gestione utenza senza la necessità di interventi in locale da parte degli operatori del settore. Mediante questi apparati è oggi possibile eseguire operazioni a distanza quali: rilevazione dei consumi elettrici; attivazione, modifica, cessazione di un contratto; misura di parametri di qualità del servizio e molto altro ancora.

Con le funzionalità innovative introdotte dai contatori elettronici è migliorato in termini di semplicità, trasparenza e rapidità il rapporto che ha il  cliente con il proprio distributore di energia elettrica. Essi hanno rappresentato un salto tecnologico epocale. Sono stati a tutti gli effetti il primo passo in avanti verso una rete elettrica intelligente dove consumatori e produttori di energia possono usufruire di servizi avanzati per migliorare l’efficienza energetica e la salvaguardia ambientale.

Nonostante l’innovazione introdotta dalla nascita di questi apparati, l’evoluzione verso una rete elettrica sempre più intelligente richiede un ulteriore miglioramento per favorire lo sviluppo di nuove funzionalità capaci di introdurre benefici ulteriori per tutti i soggetti del mercato elettrico: clienti, distributori di energia, operatori e ambiente.

Evoluzione dei sistemi di misura dell'energia

Stiamo entrando a tutti gli effetti nell’era della digitalizzazione in cui l’innovazione tecnologica la sta facendo sempre di più da padrona. In questa fase di forte cambiamento i nuovi scenari che si stanno prefigurando richiedono sempre di più informazioni e dati da mettere a disposizione degli utenti finali e dei sistemi, con un grado di risoluzione e una frequenza di aggiornamento molto elevate.

In un contesto di forte evoluzione come quello descritto, partendo dall’esperienza avuta nei precedenti anni e considerando le nuove esigenze di mercato, i sistemi di misura dovranno subire necessariamente un nuovo cambiamento epocale per consentire definitivamente il passaggio nel mondo della digitalizzazione dei sistemi elettrici.

Questo ulteriore salto porterà benefici significativi rispetto a quelli ottenuti con le prime generazioni, che andranno ulteriormente a favore dei soggetti del mercato elettrico.

Nei paragrafi seguenti sono descritti alcuni dei nuovi scenari che potrebbero delinearsi nei prossimi anni.

 

Scenari a supporto dei clienti finali e dei produttori di energia

Grazie all’utilizzo di tecnologie di ultima generazione, che consentiranno capacità di elaborazione ancora più elevate, i sistemi di misura nell’era del digitale potranno supportare funzionalità a valore aggiunto che consentiranno al cliente finale di essere sempre più consapevole dei propri consumi, dello stato di funzionamento della rete, delle informazioni contrattuali e commerciali; dandogli quindi la possibilità di diventare protagonista attivo dello scenario energetico grazie ad una maggiore fruibilità dei dati e delle informazioni. Il cliente avrà a disposizione una profondità maggiore delle informazioni associate ai propri consumi e la disponibilità di un varietà ampia di dati, non solo di natura tecnica ma anche commerciale, che gli offriranno la possibilità di comprendere sempre più a fondo le proprie abitudini correlate al consumo di energia elettrica e di interagire maggiormente, ed in modo consapevole, con gli altri operatori del mercato. La maggiore consapevolezza delle proprie esigenze associate a una maggiore flessibilità di riprogrammazione dei misuratori, consentiranno al cliente stesso di richiedere persino l’attivazione di strutture tariffarie “personalizzate” o di effettuare altre modifiche al proprio contratto di fornitura sulla base di necessità reali.

Allo stesso tempo nuovi servizi di Active Demand potranno essere implementati per lo sviluppo di uno scenario energetico accentrato sempre di più sul cliente finale.

Grazie alla maggiore fruibilità dei dati di misura,  i produttori di energia potranno avere una maggiore consapevolezza dell’efficienza di funzionamento del proprio impianto, favorendo così una integrazione sempre maggiore degli impianti di generazione, in particolare di quelli a fonti rinnovabili, nelle reti di distribuzione dell’energia elettrica.

Scenari a supporto del distributore di energia

Guardando al futuro si sta delineando sempre di più uno scenario di integrazione tra i sistemi di telegestione e i sistemi di telecontrollo. In questo contesto i nuovi sistemi di misura possono fornire un contributo significativo vista la possibilità di effettuare, in modo sempre più accurato, non solo misure legate ai flussi di energia ma anche al monitoraggio dei parametri tecnici di rete.

Questo consentirà al distributore di avere informazioni di dettaglio per un monitoraggio capillare dello stato di funzionamento della rete elettrica e di ricevere notifiche in caso di eventi di particolare interesse (ad esempio, interruzioni del servizio elettrico, sovratensioni, sovracorrenti, ecc.).

Il trasferimento di tali informazioni ai sistemi di telecontrollo, i quali subiranno necessariamente un’evoluzione (in particolare per le reti a più basso livello di tensione), consentiranno l’implementazione di funzionalità evolute che trasformeranno la rete elettrica del distributore di energia in una rete in grado di autoregolarsi. Di seguito sono riportati alcuni esempi degli scenari che si potranno avere in questo contesto:

  • il monitoraggio dei parametri di rete, quali tensioni e correnti, consentirà al distributore di energia di effettuare in modo automatico attività di ricerca e isolamento dei guasti (specialmente su reti in bassa tensione) che contribuiranno alla riduzione sensibile dei tempi di ripristino della fornitura e permetteranno l’ottimizzazione delle attività di pronto intervento da parte dell’azienda di distribuzione;
  • una gestione evoluta dei parametri di qualità del servizio consentirà un monitoraggio sempre più approfondito e attento per ogni singolo cliente, dando la possibilità al distributore di effettuare attività di cambio assetto rete per ottimizzare la qualità del servizio e di successivo potenziamento infrastrutturale per ottimizzare la fornitura nei punti non ottimali;
  • la disponibilità di informazioni tecniche consentirà di analizzare da remoto (senza interventi di personale in locale) le perdite sia “tecniche” che “non tecniche” di rete, nonché di gestire delle metodologie evolute per la rilevazione delle frodi in un’ottica di funzionamento sempre piu “smart” delle reti con la conseguente riduzione dei costi operativi a beneficio del cliente finale.

Il funzionamento delle reti elettriche necessita anche del cosiddetto “servizio di dispacciamento”, il quale deve garantire in ogni istante l’equili- brio tra la domanda e l’offerta di energia elettrica. Infatti, le reti elettriche sono caratterizzate dal fatto che non è possibile (perlomeno in modo ef- ficiente ed economico) immagazzinare l’energia elettrica prodotta.

Le nuove generazioni dei sistemi di misura potranno anche favorire l’apertura per lo sviluppo di sistemi di dispacciamento anche per le reti di distribuzione MT e BT, analogamente a quanto viene fatto sulle reti a più alto livello di tensione. Questo modificherà sensibilmente le modalità di esercizio delle reti e favorirà ancora di più l’integrazione degli impianti di micro generazione nelle reti di distribuzione di energia.

Scenari a supporto degli operatori di mercato

Gli operatori di mercato, sfruttando l’ampia varietà di informazioni rese disponibili dai sistemi di nuova generazione, potranno offrire un elevato numero di servizi a valore aggiunto sia in termini di profilazione degli utenti che di offerte commerciali.

Grazie alla possibilità di raccogliere ed aggregare grandi quantità di dati (Big Data Analytics) e all’evoluta gestione dei profili tariffari su base temporale, il venditore potrà studiare offerte personalizzate su categorie specifiche di clienti, in modo da ottimizzarle rispetto alle diverse abitudini di consumo.

La registrazione e acquisizione delle curve di carico in modo puntuale abiliterà la possibilità di fare offerte di mercato con prezzi dinamici dell’energia e/o favorire la nascita di offerte, verso il cliente finale, basate sulla potenza realmente assorbita e non semplicemente su quella contrattuale.

Grazie alle evoluzioni dei sistemi di raccolta dati e di comunicazione, sarà possibile programmare i sistemi di misura in maniera sempre più rapida e affidabile. In questo modo, avvalendosi del supporto del distributore, gli operatori di mercato potranno soddisfare in maniera sempre più puntuale le esigenze dei clienti, anche in termini di disponibilità di informazioni, ed offrire servizi sempre più diversificati.

I sistemi di nuova generazione favoriranno pertanto la libera concorrenza tra gli operatori di mercato consentendo una completa apertura del mercato stesso, a indubbio vantaggio del cliente finale.

Come evidenziato nei tre punti precedenti, gli scenari supportati da misuratori di nuova generazione sono molteplici grazie alle potenzialità tecnologiche rese oggi disponibili.

A livello regolatorio, il primo passo che consente il raggiungimento degli scenari sopra descritti, è la pubblicazione della delibera 87/2016 da parte di AEEGSI “Specifiche funzionali abilitanti i misuratori intelligenti in bassa tensione e performance dei relativi sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) nel settore elettrico, ai sensi del decreto legislativo 4 Luglio 2014, N. 102” – che, analogamente a quanto fatto con la delibera 292/06 – “Direttive per l’installazione di misuratori elettronici di energia elettrica predisposti per la telegestione per i punti di prelievo in bassa tensione”, conferma la leadership dell’Italia in questo settore.

Il documento introduce delle funzionalità di nuova generazione che tracciano a tutti gli effetti il percorso di evoluzione dei sistemi di misura per le reti di bassa tensione.

Tra le funzionalità che apriranno le porte all’era del digitale, oltre ad una varietà sempre più ampia di dati e di informazioni da registrare, si introduce un canale di comunicazione completamente nuovo tra il misuratore 2G e il cliente finale.

Come si percepisce leggendo il documento, l’introduzione di questo canale di comunicazione ha lo scopo di aumentare la fruibilità dei dati di misura nei confronti del cliente finale, rendendolo sempre più protagonista del settore energetico, e consentire la nascita di scenari analoghi a quelli descritti in precedenza.

Il nuovo canale, aggiuntivo a quello utilizzato dal distributore per scopi di telegestione, sarà dedicato alla trasmissione di informazioni verso dispositivi esterni, nella disponibilità del cliente finale, potendo utilizzare, come uno dei mezzi di comunicazione, la tecnologia ad onde convogliate (PLC) in banda C CENELEC (si veda a riguardo la Norma EN 50065-1). La banda B CENELEC continuerà invece ad essere utilizzata dal distributore di energia per scopi di telegestione.

A tale scopo, la stessa delibera ha demandato al CEI, come organo normatore tecnico competente, il compito di definire un protocollo standard per la comunicazione tra la nuova generazione di misuratori e il dispositivo del cliente finale in condizione di interoperabilità.

In tal modo la delibera apre il mercato allo sviluppo e alla diffusione commerciale di dispositivi dedicati ai servizi di energy management e home automation che favoriranno una gestione sempre più razionale dei carichi domestici e degli impianti di generazione a fonti rinnovabili. Ciò consentirà alle aziende operanti nel settore di sviluppare e vendere dispositivi in grado di ricevere informazioni e dati, grazie al protocollo di comunicazione standard, direttamente dal contatore elettrico del distributore di energia.

Conseguentemente all’emissione di questo mandato, il CEI ha organizzato un Gruppo di lavoro mirato alla definizione del protocollo suddetto. I lavori normativi hanno portato alla pubblicazione dei seguenti documenti nel corso dell’anno 2017:

  • TS CEI 13-82 Sistemi di misura dell’energia elettrica – Comunicazione con i dispositivi utente – Parte 1 casi d’uso;
  • TS CEI 13-83 – Parte 2: Modello dati e livello applicativo;
  • TS CEI 13-84 – Parte 3-1: Profilo protocolla- re PLC nella banda 125 kHz – 140 kHz (ban- da C);
  • TS CEI 13-85 – Parte 3-2: Profilo protocolla- re RF in banda 169 MHz.

I contenuti salienti di questi documenti, scaturiti dai lavori che hanno visto una partecipazione allargata di aziende, sia di distribuzione elettrica, che di elettronica e telecomunicazioni, nonché il coinvolgimento della stessa AEEGSI, si basano su norme europee che rappresentano lo stato dell’arte, e prevedono l’utilizzo di un profilo DLMS/COSEM su protocollo SMITP per le comunicazioni sulla banda C, con l’opzione di utilizzare, in alternativa, una comunicazione radio nella banda 169 MHz, in analogia a quanto utilizzato per i contatori intelligenti del gas.

Le norme definiscono in particolare delle compact frame, ovvero degli insiemi di dati, che possono essere inviate periodicamente, o su evento, dal misuratore 2G al dispositivo utente tramite il protocollo in questione. Ad ogni compact frame è associato un insieme specifico di informazioni e/o dati di misura (ad esempio, totalizzatore di energia attiva, totalizzatore di energia reattiva, tariffa in atto, potenza istantanea, ecc.) il cui invio, dal misuratore al dispositivo utente, avviene con la periodicità o con il verificarsi dell’evento associato alla stessa compact frame. Le periodicità di invio possono essere ad esempio 15 minuti, 24 ore; mentre l’evento di invio di una compact frame può essere legato, ad esempio, al superamento di soglie di potenza preimpostate sul misuratore.

Il cliente che nei prossimi anni acquisterà sul mercato un dispositivo in grado di supportare tali comunicazioni, grazie a questa architettura, potrà richiedere al proprio distributore di energia di attivare l’invio di una o più compact frame dal suo misuratore. In questo modo, attraverso il dispositivo utente, sarà possibile ricevere direttamente in casa le informazioni e i dati di misura, nonché gli eventuali allarmi associati alle compact frame attive. Ovviamente l’architettura è stata disegnata in modo flessibile per garantire la modifica delle compact frame attive, e quindi cambiare le informazioni inviate dal misuratore verso la casa, qualora le esigenze del cliente, in termini di dati da ricevere, si modifichino nel tempo.

Questo lavoro normativo, e il conseguente scenario che ne seguirà, è uno dei pochi nel suo genere e permette all’Italia, ancora una volta, di essere in prima linea nella nuova era che si sta delineando. Allo stesso tempo il nuovo scenario sarà un esempio di studio per molti altri Paesi del mondo.

Grazie all’implementazione di questo canale di comunicazione, nei prossimi anni faremo un vero e proprio salto nel futuro che aprirà le porte all’era del digitale abilitando lo sviluppo di funzionalità impensabili fino a pochi anni fa.

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