Comprenda qué es Smart Meter, diferencias entre AMR y AMI, arquitectura, comunicación, HES, MDM, datos, ANEEL, interoperabilidad, piloto, FAT, SAT y criterios de ingeniería.
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Smart Meter es un medidor electrónico de energía capaz de registrar magnitudes con mayor granularidad temporal e intercambiar datos digitalmente con sistemas externos. Cuando se integra en una Advanced Metering Infrastructure — AMI — deja de ser únicamente un equipo de facturación y pasa a funcionar como un punto de observación en el borde de la red, apoyando casos de uso como lectura remota, detección de interrupciones, análisis de tensión, perfiles de carga, generación distribuida, respuesta de la demanda y mejora de la operación de la distribución.
Sin embargo, un medidor inteligente aislado no constituye una Smart Grid. El valor técnico aparece cuando medición, comunicación, gestión de datos, integración y procesos operativos se diseñan como un sistema. Por eso, en ingeniería, la especificación debe partir de los casos de uso, de la calidad de los datos y de las interfaces que necesitan demostrarse — y no únicamente de la lista de funciones disponibles en el medidor.
Qué es Smart Meter
Smart Meter, o medidor inteligente, es un medidor digital con capacidad para registrar energía y otras magnitudes, almacenar datos y comunicarse con sistemas de retaguardia. Según la aplicación, puede registrar energía activa y reactiva, demanda, tensión, corriente, potencia, factor de potencia, eventos, condiciones de suministro y flujo en más de un sentido.
NIST destaca que los medidores inteligentes modernos deben afrontar condiciones que van más allá de la medición tradicional, incluyendo formas de onda distorsionadas, flujo bidireccional asociado a fuentes renovables y uso del medidor como sensor distribuido de la red. Esto amplía la función de ingeniería del equipo: la exactitud sigue siendo esencial, pero debe convivir con requisitos de comunicación, datos, interoperabilidad, actualización e integración.
En el contexto de Smart Grid, el Smart Meter es un elemento de sensorización e interacción con el borde. La red inteligente necesita además telecomunicaciones, plataformas de datos, modelos de red, automatización y aplicaciones operativas.
Medidor convencional vs. AMR vs. Smart Meter vs. AMI
Los términos se utilizan con frecuencia como equivalentes, pero representan distintos niveles de capacidad.
| Concepto | Característica principal | Comunicación | Función sistémica |
| medidor convencional | registra consumo acumulado | inexistente o local | facturación mediante lectura presencial |
| AMR — Automated Meter Reading | automatiza la recogida de lecturas | normalmente orientada a lectura | reducir recogida manual |
| Smart Meter | mide, registra intervalos e intercambia datos digitalmente | puede ser bidireccional | nodo inteligente de medición |
| AMI — Advanced Metering Infrastructure | integra medidores, comunicación y sistemas de datos | bidireccional en una arquitectura sistémica | sostener múltiples casos de uso de medición y operación |
La diferencia central es que AMI no es un tipo de medidor. Es una infraestructura. Un proyecto puede adquirir Smart Meters y aun así no disponer de una AMI madura si la comunicación, la gestión de datos y las integraciones no están definidas.
Arquitectura de una infraestructura de medición inteligente
La medición inteligente combina equipos eléctricos, telecomunicaciones, integración de sistemas y automatización. Las interfaces deben definirse antes del rollout.
Conocer el servicio de Proyecto de Automatización Industrial
Una AMI completa conecta el punto de medición con sistemas que transforman los datos en información operativa, comercial o de planificación.
Medidor
Es la frontera metrológica y eléctrica. Su selección depende del tipo de conexión, corriente, tensión, clase de exactitud, sentido del flujo, magnitudes requeridas, memoria, reloj, registros de eventos, interfaz local y requisitos de comunicación.
Sistema de comunicación
Transporta lecturas, eventos, comandos autorizados e información de mantenimiento. Puede utilizar distintas tecnologías según la densidad de consumidores, la topología urbana o rural, cobertura, latencia, disponibilidad y coste de ciclo de vida.
Head-End System
El HES gestiona la comunicación con la población de medidores y abstrae las diferencias de campo para sistemas superiores. Según la arquitectura, concentra registro técnico, adquisición, monitorización y gestión de comunicaciones.
Gestión de datos de medición
La capa Meter Data Management — MDM — o función equivalente valida, estima, edita y pone los datos a disposición de facturación, análisis y otras aplicaciones. El valor no consiste solo en almacenar lecturas, sino en mantener trazabilidad, calidad y contexto.
Sistemas consumidores de los datos
CIS, facturación, OMS, ADMS, analytics, portales y sistemas de planificación pueden consumir información de la AMI. Cada integración debe tener definidos responsabilidad, frecuencia, calidad y comportamiento ante excepciones.
Qué puede medir un Smart Meter
La lista exacta depende del equipo, la aplicación y los requisitos regulatorios. Entre las magnitudes y registros posibles se encuentran:
- energía activa importada y exportada;
- energía reactiva;
- demanda;
- tensiones por fase;
- corrientes por fase;
- potencia activa, reactiva y aparente;
- factor de potencia;
- perfil de carga por intervalo;
- eventos de energización y desenergización;
- variaciones y condiciones anómalas según la capacidad del equipo;
- flujo inverso de energía;
- calidad o estado del dato;
- registros asociados al reloj interno y al sincronismo.
No todas las magnitudes necesitan recogerse con la misma periodicidad. El proyecto debe distinguir qué es necesario para facturación, operación, planificación, diagnóstico y mantenimiento.
Intervalo de medición y granularidad
La granularidad define cuánto detalle temporal existe en el perfil. Lecturas más frecuentes permiten observar rampas, picos, comportamiento de generación distribuida y cambios de carga con mayor resolución, pero aumentan el volumen de datos, tráfico, almacenamiento y procesamiento.
La elección del intervalo debe partir del caso de uso. Una aplicación de facturación puede tolerar una dinámica distinta de una función destinada a mejorar la observabilidad de tensión o detectar eventos de red.
También es necesario distinguir tres tiempos:
- intervalo de medición: frecuencia con la que se registra la magnitud;
- frecuencia de transmisión: frecuencia con la que los datos se envían al sistema central;
- latencia de extremo a extremo: tiempo entre el evento de campo y su disponibilidad para la aplicación.
Confundir estas tres magnitudes conduce a especificaciones contradictorias.
Medición bidireccional, generación distribuida y BESS
Con recursos energéticos distribuidos, el punto de conexión puede alternar entre consumo e inyección. El medidor debe representar correctamente los sentidos de energía y mantener coherencia con las reglas de facturación y operación aplicables.
La medición bidireccional también ayuda a comprender el impacto del flujo inverso de potencia en la red. Sin embargo, disponer de medición no sustituye estudios de capacidad, tensión, protección o calidad de energía.
BESS añade otra dinámica: la carga y descarga pueden producirse en periodos distintos y con potencia elevada. Si el objetivo es evaluar el comportamiento operativo del sistema, la granularidad de la medición debe ser compatible con el fenómeno que se desea observar.
Smart Meter como sensor de la red de distribución
Una población distribuida de medidores puede ampliar significativamente la observabilidad de la baja tensión. NIST trata explícitamente el Smart Meter como posible sensor de nodo terminal en distribución.
Esto abre aplicaciones como:
- identificar pérdida de suministro en grupos de consumidores;
- observar niveles de tensión en zonas poco instrumentadas;
- mejorar estimaciones de carga;
- validar conectividad y faseado;
- apoyar estudios de hosting capacity;
- detectar patrones anómalos de consumo o medición;
- proporcionar datos para planificación de refuerzos;
- apoyar análisis de generación distribuida y electrificación.
El beneficio, no obstante, depende de la calidad del registro. Si el sistema no sabe a qué transformador, fase o circuito está conectado el medidor, se pierde una parte relevante del valor operativo.
Smart Meter y ADMS
El ADMS — Advanced Distribution Management System utiliza datos de distintas fuentes para modelar y analizar la distribución. AMI puede aportar tensión, estado del suministro y perfiles de carga, complementando la telemetría de SCADA y dispositivos de campo.
La integración no debe ser indiscriminada. Un ADMS necesita conocer calidad, timestamp, ubicación eléctrica y latencia del dato. Datos de Smart Meter con retraso elevado pueden ser adecuados para planificación o análisis histórico, pero inadecuados para una función operativa de respuesta rápida.
Comunicación: no existe una tecnología universal
La red de comunicación de AMI puede utilizar RF mesh, redes celulares, PLC y otras tecnologías o combinaciones. La selección debe considerar características del territorio, densidad de puntos, cobertura, propagación, infraestructura existente, disponibilidad y coste.
| Criterio | Pregunta de ingeniería |
| cobertura | ¿qué porcentaje de medidores debe comunicar directamente o mediante repetición? |
| latencia | ¿qué tiempo máximo tolera cada caso de uso? |
| disponibilidad | ¿qué nivel es necesario para lectura, eventos y operación? |
| capacidad | ¿qué volumen de mensajes se transportará en condiciones normales y de contingencia? |
| escalabilidad | ¿la arquitectura soporta crecimiento de la base y nuevas funciones? |
| mantenimiento | ¿cómo se localizarán y tratarán los fallos de comunicación? |
| actualización | ¿los equipos y la comunicación pueden evolucionar sin sustitución prematura? |
La tecnología de comunicación no debe elegirse únicamente por el alcance nominal de catálogo. Los pilotos y levantamientos representativos son importantes porque el entorno construido, la vegetación, el relieve y el ruido influyen en el rendimiento real.
RF mesh, celular y PLC: diferencias conceptuales
RF mesh
Los medidores o dispositivos de red pueden reenviar tráfico de otros nodos, formando múltiples caminos hasta colectores o gateways. La topología puede ser eficiente en áreas densas, pero debe validarse en cobertura, densidad y capacidad.
Celular
Permite conexión mediante infraestructura de operadora. Puede simplificar determinados escenarios, pero depende de cobertura, modelo de conectividad, ciclos de vida de las tecnologías móviles y estrategia de gestión a gran escala.
PLC
Power Line Communication utiliza la propia red eléctrica como medio de comunicación. Su rendimiento está influido por la topología eléctrica y por las condiciones de ruido y atenuación del canal.
No existe un ganador universal. La arquitectura correcta es la que satisface los requisitos del caso de uso y puede probarse en el entorno real.
Calidad de los datos y VEE
Meter Data Management debe tratar datos ausentes, duplicados, fuera de secuencia o inconsistentes. Los procesos de Validation, Estimation and Editing — VEE — crean reglas para validar y, cuando esté permitido, estimar o corregir datos manteniendo la trazabilidad.
El punto crítico es no ocultar la incertidumbre. Un valor estimado debe permanecer identificable como estimado. Los sistemas consumidores necesitan saber si utilizan lectura real, estimación, corrección o un dato de calidad insuficiente.
La calidad del dato puede seguirse mediante indicadores como completitud, retraso, tasa de estimaciones, divergencias de registro y cantidad de medidores sin comunicación.
Sincronismo temporal
Los perfiles de carga, eventos y análisis comparativos dependen de relojes coherentes. Las desviaciones temporales pueden desplazar picos, generar inconsistencias entre sistemas y comprometer la reconstrucción de eventos.
El proyecto debe definir fuente de tiempo, tolerancia, política de corrección, tratamiento de la hora oficial y comportamiento cuando el medidor pierde sincronismo.
Interoperabilidad y capacidad de evolución
Los proyectos AMI tienen un horizonte de vida largo. NIST publicó un trabajo específico sobre upgradeability de Smart Meters precisamente para reducir el riesgo de obsolescencia prematura a medida que surgen nuevas funcionalidades.
La interoperabilidad debe analizarse en varias capas:
- comunicación entre medidor e infraestructura;
- modelo y formato de datos;
- integración entre HES y MDM;
- integración con CIS, OMS, ADMS y analytics;
- identificación única de activos;
- gestión de versiones;
- sustitución de equipos a lo largo del ciclo de vida.
Una arquitectura excesivamente cerrada puede funcionar en el primer rollout y dificultar posteriormente la expansión, el entorno multivendor y la evolución.
Seguridad, privacidad y gobernanza de datos
La medición inteligente aumenta la cantidad y granularidad de datos asociados al consumo. La arquitectura debe proteger confidencialidad, integridad y disponibilidad de acuerdo con la criticidad y finalidad de cada información.
Esto implica gestión de accesos, trazabilidad, protección de comunicaciones, actualización controlada, monitorización, continuidad y reglas de retención y uso de datos. También es necesario separar los datos requeridos para facturación, operación y análisis adicionales, con una gobernanza compatible con la legislación y los procesos de la organización.
El proyecto debe incorporar seguridad desde los requisitos y la arquitectura. Añadirla después de seleccionar los equipos tiende a crear limitaciones técnicas y operativas.
Smart Meter en Brasil: qué debatió ANEEL durante 2026
ANEEL abrió la segunda fase de la Consulta Pública nº 1/2026 entre el 1 de julio y el 14 de agosto de 2026 para debatir requisitos mínimos de sistemas de medición inteligente utilizados en la facturación de consumidores de baja tensión.
Es importante tratar correctamente el estado: la documentación divulgada en esa etapa representaba una propuesta de mejora regulatoria sometida a consulta pública y no debe confundirse con una regla definitiva ya incorporada al PRODIST únicamente por haber sido publicada para recibir contribuciones.
Según ANEEL, la propuesta consideraba el sistema de medición inteligente como una solución formada por cuatro componentes integrados:
- medidor;
- interfaz de comunicación con el consumidor;
- sistema de comunicación de datos;
- sistema de gestión de datos.
La consulta abordó además requisitos mínimos, formas y plazos de disponibilidad de datos para el consumidor, funcionalidades para nuevas modalidades de facturación y temas relacionados con interoperabilidad, calidad de la información y seguridad de la arquitectura.
Este enfoque refuerza un punto de ingeniería: Smart Meter no debe especificarse de forma aislada del resto del sistema de medición.
Del medidor al caso de uso
Cada caso de uso crea requisitos diferentes. La matriz siguiente ayuda a separar objetivos.
| Caso de uso | Datos principales | Sensibilidad a la latencia | Dependencias adicionales |
| facturación | energía y registros metrológicos | baja a moderada | VEE, CIS, trazabilidad |
| perfil de carga | intervalos de energía/demanda | moderada | MDM y analytics |
| detección de interrupción | estado/evento | mayor | OMS, registro eléctrico |
| monitorización de tensión | tensión y calidad del dato | depende de la aplicación | ubicación y fase correctas |
| generación distribuida | importación/exportación | moderada | registro DER y reglas aplicables |
| respuesta de la demanda | consumo y señales operativas | mayor | comunicación bidireccional e integración |
| planificación | histórico consolidado | baja | calidad y retención de datos |
Una especificación madura parte de esta matriz y deriva periodicidad, latencia, disponibilidad, almacenamiento e integraciones.
Cómo dimensionar el volumen de datos
El volumen depende del número de medidores, cantidad de canales, intervalo de registro, eventos y política de retención. La ingeniería debe considerar no solo la media diaria, sino también picos de tráfico en reconexiones, actualizaciones, eventos masivos y recuperación después de una indisponibilidad.
El dimensionamiento debe abarcar:
- comunicación;
- capacidad del HES;
- ingesta en el MDM;
- almacenamiento primario e histórico;
- procesamiento de VEE;
- APIs e integraciones;
- backup;
- analytics e informes.
Una arquitectura que soporta la base inicial puede no soportar nuevos canales o intervalos más cortos algunos años después.
Cómo estructurar un proyecto de AMI
Antes de definir medidor, comunicación y plataforma, el proyecto debe caracterizar el parque instalado, la red, los sistemas legacy, la calidad del registro y los casos de uso. Este AS-IS determina la arquitectura viable.
Estructurar el diagnóstico con Due Diligence Técnica de Ingeniería
Un proyecto de medición inteligente debe combinar ingeniería eléctrica, telecomunicaciones, sistemas y procesos operativos.
Una secuencia de referencia es:
- definir casos de uso y beneficios esperados;
- caracterizar parque de medición, instalaciones, red y sistemas existentes;
- definir arquitectura objetivo y fronteras entre medidor, comunicación, HES y MDM;
- especificar requisitos metrológicos y funcionales;
- seleccionar estrategia de comunicación y cobertura;
- definir modelo de datos e integraciones;
- establecer requisitos de seguridad, privacidad y continuidad;
- ejecutar un piloto representativo;
- revisar resultados y ajustar parámetros;
- planificar el rollout por regiones o grupos;
- ejecutar FAT, pruebas de interoperabilidad y aceptación de campo;
- seguir KPIs de comunicación, datos y operación.
Piloto: por qué es más que una prueba comercial
Un piloto útil debe representar condiciones reales y responder preguntas de ingeniería. Instalar pocos medidores en una ubicación favorable demuestra poco.
La muestra debe contemplar condiciones relevantes como áreas densas y dispersas, distintos tipos constructivos, condiciones de comunicación, instalaciones monofásicas y polifásicas cuando corresponda, generación distribuida, diferentes patrones de carga y escenarios de pérdida de comunicación.
El piloto debe medir:
- cobertura;
- tasa de lectura;
- latencia;
- estabilidad de la comunicación;
- completitud de los datos;
- comportamiento ante fallos;
- capacidad de actualización;
- interoperabilidad;
- esfuerzo operativo;
- calidad de las integraciones.
Los resultados deben convertirse en criterios objetivos para el rollout.
Procurement de Smart Meter y AMI
Igualar propuestas de AMI exige comparar medidores, comunicación, HES, MDM, integraciones, pruebas, documentación, soporte y coste de ciclo de vida sobre la misma base técnica.
Una RFP no debe ser únicamente una hoja de features. El alcance debe separar requisitos de equipo, comunicación, software, datos, servicios, integración y ciclo de vida.
La igualación técnica debe comparar:
- requisitos eléctricos y metrológicos;
- funciones registradas;
- memoria e intervalos;
- interfaces locales y remotas;
- tecnologías de comunicación;
- escalabilidad;
- interoperabilidad;
- gestión de firmware y versiones;
- arquitectura HES/MDM;
- APIs e integraciones;
- migración y registro;
- instalación y sustitución;
- pruebas;
- documentación;
- formación;
- soporte y mantenimiento;
- garantías y vida útil;
- condiciones de expansión multivendor.
El objetivo es contratar un sistema operable durante todo el ciclo de vida, no únicamente el menor coste unitario del medidor.
FAT y pruebas de interoperabilidad
Antes del rollout, laboratorio y FAT deben verificar la combinación entre medidor, comunicación, HES e integraciones.
Entre los casos importantes se encuentran:
- exactitud y magnitudes según el alcance aplicable;
- registro por intervalo;
- importación y exportación de energía cuando se requiera;
- reloj y sincronismo;
- memoria y recuperación después de una interrupción;
- comunicación y reconexión;
- eventos;
- lectura remota;
- actualización controlada;
- registro e identificación;
- integración HES–MDM;
- calidad y trazabilidad del dato;
- comportamiento cuando una interfaz queda indisponible.
La interoperabilidad debe demostrarse mediante casos reales de integración, no solo mediante una declaración de conformidad con un protocolo.
SAT y aceptación en campo
La aceptación de campo verifica instalación, comunicación y operación en el entorno real.
La prueba debe demostrar la cadena completa. Que un medidor aparezca online en el HES no demuestra que el dato llegue correctamente a facturación, OMS o ADMS.
Operación y KPIs de una AMI
Después del rollout, la AMI pasa a ser una infraestructura operativa permanente. Los KPIs deben identificar degradación antes de que afecte a facturación o a casos de uso avanzados.
Entre los indicadores útiles se encuentran:
- porcentaje de medidores comunicantes;
- tasa de lectura completa por periodo;
- latencia por aplicación;
- porcentaje de datos estimados;
- disponibilidad del HES y MDM;
- tasa de éxito de eventos;
- fallos por tecnología de comunicación;
- tiempo medio de recuperación;
- cantidad de divergencias de registro;
- versiones de firmware en campo;
- éxito de integraciones;
- reincidencia de defectos por lote o modelo.
Principales errores en proyectos de Smart Meter
Comprar el medidor antes de definir AMI
El hardware pasa a dictar la arquitectura y puede limitar futuras integraciones.
Confundir tasa de lectura con calidad del sistema
Recibir una lectura no significa que sea correcta, esté contextualizada y disponible a tiempo para el caso de uso.
Elegir comunicación sin un piloto representativo
La cobertura nominal no sustituye el rendimiento real en el territorio.
Recogerlo todo sin caso de uso
Más canales e intervalos menores aumentan el coste sin generar necesariamente valor.
Ignorar el registro eléctrico
Sin transformador, alimentador y fase correctos, los datos pierden parte de su valor operativo.
Tratar HES y MDM como la misma función
La adquisición y la gestión de datos tienen responsabilidades distintas y necesitan una frontera clara.
Planificar únicamente la implantación
La base de medidores continuará evolucionando durante muchos años; actualización, sustitución, expansión y mantenimiento deben formar parte del proyecto.
Cómo contratar ingeniería para medición inteligente
La ingeniería independiente de fabricante puede actuar desde la definición de casos de uso hasta la aceptación. El alcance puede incluir levantamiento AS-IS, requisitos, arquitectura AMI, criterios de telecomunicaciones, especificación de medidores, matriz de interfaces, estrategia de piloto, TBE, revisión de proyecto, FAT, SAT y comisionamiento.
La contratación debe producir entregables trazables: Owner’s Requirements, arquitectura de referencia, lista de puntos y magnitudes, requisitos de comunicación, data model, interface matrix, plan de pruebas, criterios de rollout y matriz de aceptación.
Esto permite comparar proveedores sobre una base técnica y reduce el riesgo de transformar el proyecto en dependencia de una solución propietaria sin criterios claros de evolución.
Consideraciones finales
Smart Meter es una pieza importante de la modernización de la distribución, pero el valor proviene de la infraestructura completa de medición. Medidor, comunicación, HES, gestión de datos e integraciones deben funcionar como un sistema coherente.
Los proyectos maduros comienzan por los casos de uso, dimensionan datos y comunicación a partir de ellos, validan rendimiento mediante piloto, especifican interoperabilidad y tratan FAT, SAT y operación como parte del ciclo de ingeniería. El resultado esperado no es únicamente lectura remota: es información fiable y utilizable para facturación, consumidores, planificación y operación de la red.
La aceptación debe demostrar la cadena de extremo a extremo: magnitud eléctrica, medidor, comunicación, HES, gestión de datos y aplicación final.
Referencias técnicas
[1] ANEEL — Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil. Medidores de energía eléctrica: ANEEL abre la segunda fase de la consulta pública. 2026. Disponible en: https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/noticias/2026-defeso-eleitoral/medidores-de-energia-eletrica-aneel-abre-segunda-fase-da-consulta-publica.
[2] NIST — National Institute of Standards and Technology. Advanced Metering in Smart Distribution Grids. 2025. Disponible en: https://www.nist.gov/programs-projects/advanced-metering-smart-distribution-grids.
[3] NIST — National Institute of Standards and Technology. Advanced Metering Infrastructure Smart Meter Upgradeability Test Framework. 2015. Disponible en: https://www.nist.gov/publications/advanced-metering-infrastructure-smart-meter-upgradeability-test-framework.
[4] NIST — National Institute of Standards and Technology. NIST Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standards, Release 4.0. 2021. Disponible en: https://www.nist.gov/publications/nist-framework-and-roadmap-smart-grid-interoperability-standards-release-40.
[5] NIST — National Institute of Standards and Technology. Smart Grid Priority Action Plans. 2026. Disponible en: https://www.nist.gov/ctl/smartsystems/smart-grid-priority-action-plans.
Preguntas frecuentes
Es un medidor electrónico capaz de registrar energía y otras magnitudes con mayor granularidad e intercambiar datos digitalmente con sistemas externos.
Smart Meter es el equipo de medición. AMI es la infraestructura que integra medidores, comunicación, sistemas de adquisición y gestión de datos y aplicaciones consumidoras de esta información.
No. Smart Meter es un componente de la arquitectura. Smart Grid abarca red eléctrica, sensorización, telecomunicaciones, datos, automatización y aplicaciones de control.
Según el equipo y el alcance, puede registrar energía importada y exportada, demanda, tensión, corriente, potencia, factor de potencia, perfiles por intervalo y eventos.
Puede registrar flujos de importación y exportación cuando está correctamente especificado y aplicado, permitiendo representar consumo e inyección en el punto de medición.
Entre las opciones se encuentran RF mesh, redes celulares y PLC. La selección debe basarse en cobertura, latencia, disponibilidad, capacidad, mantenimiento y coste de ciclo de vida.
La segunda fase de la Consulta Pública nº 1/2026, finalizada el 14 de agosto de 2026, debatió una propuesta de requisitos mínimos para sistemas de medición inteligente de baja tensión. La publicación de la consulta no debe confundirse con una regla definitiva ya incorporada solo por haber sido sometida a contribuciones.
Con pruebas de laboratorio, FAT, interoperabilidad y un piloto representativo, seguidos de SAT y aceptación de extremo a extremo entre medidor, comunicación, HES, MDM y aplicaciones.
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