Smart Meter 2G: le indicazioni dell’Autorità

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L’Italia è stato uno dei primi Paesi europei a dotarsi, già nei primissimi anni 2000, di misuratori elettronici teleletti e telegestiti per la misura dell’energia elettrica prelevata dalla rete in bassa tensione e, nel caso di clienti con proprio impianto di produzione, per la misura dell’energia prodotta e immessa in rete.

La telegestione dei misuratori di energia elettrica in bassa tensione ha consentito alcuni benefici ai clienti finali di energia elettrica, come la riduzione dei periodi di consumo fatturati in acconto, la possibilità di effettuare misure di chiusura del periodo contrattuale in caso di cambio del fornitore e l’introduzione di nuovi servizi come il “servizio minimo” assicurato per un certo periodo di tempo prima del distacco in caso di morosità.

A fronte di tali benefici, l’introduzione della prima generazione di misuratori elettronici (misuratori 1G) e dei relativi sistemi di smart metering 1G ha avuto come effetto, sul piano dei costi riconosciuti in tariffa, un iniziale aumento dei costi di capitale e una successiva significativa diminuzione dei costi operativi; e che la tariffa complessiva di misura, nel 2016, per i clienti in bassa tensione, in termini nominali, risulta inferiore rispetto al livello del 2004, facendo dunque segnare, tra il 2004 e il 2016, una consistente riduzione in termini reali.

In tema di sistemi di misurazione intelligenti di energia elettrica in bassa tensione di seconda generazione (sistemi di smart metering 2G), l’Autorità ha indicato dieci criteri di progettazione “a prova di futuro” (future proof), così riassumibili:

  1. minimizzazione delle esigenze di riprogrammazione di sistema;
  2. massima indipendenza possibile da componenti hardware aggiuntive;
  3. separazione delle risorse di comunicazione per la telegestione e per la messa a disposizione dei dati ai clienti e terze parti designate dai clienti;
  4. interoperabilità con dispositivi di terze parti per la messa a disposizione dei dati a clienti e terze parti designate dai clienti;
  5. intercambiabilità con sistemi di altri distributori di energia elettrica;
  6. immunità in ambienti elettromagnetici perturbati;
  7. multicanalità per la comunicazione e la messa a disposizione dei dati;
  8. sicurezza informatica avanzata;
  9. progressiva integrazione con i sistemi intelligenti di distribuzione;
  10. minimizzazione dei vincoli di retrocompatibilità per la terza generazione

L’Autorità ha anche indicato 38 requisiti funzionali, accorpati in relazione a dieci funzionalità di alto livello. Tutti i dettagli nella Delibera 87/2016/R/eel

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