DCO 251/2014/R/GAS Riforma della disciplina in materia di misura, disponibilità dei dati e tempistiche di switching – Orientamenti – Osservazioni e proposte Anigas Milano, 2 luglio 2014 1 Premessa Anigas con il presente documento esprime le proprie osservazioni relativamente al documento di consultazione DCO 251/2014 (DCO) con il quale l’Autorità ha illustrato i propri orientamenti in tema di misura dei Punti di Riconsegna (PdR) della rete di distribuzione gas, con specifico di riferimento alla modalità di rilevazione e messa a disposizione dei dati di misura, alla gestione della procedura di autolettura, nonché alle tempistiche dello switching. OSSERVAZIONI DI CARATTERE GENERALE Anigas ritiene che il servizio di misura rappresenti un tema importante e trasversale a tutti gli attori della filiera, e quindi per società di vendita, imprese di distribuzione nonché per i clienti finali. In merito ai contenuti presenti nel DCO, in prima battuta si rileva che ad oggi, la regolazione relativa all’attività di misura, in particolare per quanto riguarda il processo di raccolta rilevazione ed elaborazione dei dati, non è differenziata tra gruppi di misura tradizionali e gruppi di misura adeguati ai sensi di quanto previsto dalla deliberazione 631/2013/R/gas. E’ necessario quindi che in concomitanza al proseguimento del piano di roll out degli smart meter gas, si sviluppi una regolazione specifica che permetta a tutti gli attori coinvolti di sfruttare a pieno i vantaggi derivanti dall’utilizzo dei contatori elettronici e che consenta di ridurre al minimo le possibili criticità operative, queste ultime non del tutto azzerabili, essendo in presenza di nuove soluzioni tecnologiche come quelle di telelettura/telegestione gas, senza tuttavia dimenticare che le innovazioni tecnologiche riguarderanno solo una parte del mercato delle piccole utenze (intese come calibri inferiori a G6 che, al contrario, costituiscono la stragrande maggioranza delle forniture allacciate alla rete di distribuzione). In prima analisi si ritiene che vadano tenuti presente due assunti di base, ovvero: Investimenti eseguiti e gestione operativa adottata fino ad ora dalle imprese di distribuzione che hanno impostato le modalità di raccolta delle misure sulla base dell’attuale regolazione che prevede una intercorrenza minima e una massima tra due tentativi consecutivi di raccolta; Roll - out degli smart meter che di fatto determina ogni anno una riduzione dei punto di riconsegna (di seguito PdR) letti secondo le modalità tradizionali senza tuttavia esaurirli. 2 Per queste due ragioni si ritiene condivisibile prevedere anche interventi di miglioramento delle modalità di raccolta delle misure riguardanti PdR tradizionali. Si rileva inoltre che nel DCO non vengono proposte delle tempistiche di entrata in vigore delle modifiche che si intendono apportare all’attuale regolazione con particolare riferimento ai processi legati all’attività di misura. Tale scelta potrebbe trovare giustificazione alla luce di quanto evidenziato al punto 3.14 del DCO per cui gli orientamenti espressi “non possono considerarsi conclusivi del processo di aggiornamento della regolazione in materia che s’intende avviare con il presente documento per la consultazione, almeno fino a quando andranno avanti il piano di roll out degli smart meter e gli adeguamenti tecnologici”. Ove però fossero confermate alcune delle proposte contenute nel DCO volte a modificare, ad esempio la gestione delle procedure di attività di calendarizzazione dei giri lettura (con conseguente impatti anche nei rapporti verso le ditte appaltatrici), risulterebbe assai problematico prevedere l’entrata in vigore delle nuove disposizioni prima di un anno. Infatti, è necessario ridefinire la programmazione dei calendari di lettura, adeguare i sistemi informativi, rinegoziare/stipulare i contratti di appalto per la rilevazione delle letture e riorganizzare le unità aziendali impattate. Si segnala ad esempio che le imprese di distribuzione in questi mesi stanno già pianificando l’attività di calendarizzazione dei giri letture per l’anno 2015 e una modifica in corso d’opera risulterebbe difficilmente gestibile. Pertanto disposizioni regolatorie che ammettono una modifica strutturale alle attuali modalità di raccolta della misura dovranno essere definite con congruo anticipo rispetto all’effettiva entrata in vigore, valutando gli impatti per tutti gli operatori coinvolti. Infine, si ricorda che ogni modifica all’attuale regolazione che impatti sui processi degli operatori deve essere accompagnata da una valutazione d’impatto sui corrispettivi delle componenti tariffarie deputate alla copertura delle varie voci di costo. In merito alla possibilità paventata dall’Autorità di comunicazione da parte delle imprese di distribuzione delle tempistiche di lettura previste per comuni/zone/vie, si ritiene opportuno sottolineare che questa informazione potrebbe avere valenza esclusivamente informativa per le società di vendita. 3 Tale possibilità non può infatti portare ad un allineamento delle tempistiche di fatturazione del venditore verso il cliente finale a quelle di raccolta delle lettura da parte della società di distribuzione, in quanto trattasi di due attività che rispondono a requisiti ed esigenze del tutto differenti. Di seguito si riportano le risposte ai singoli spunti per la consultazione. SPUNTI DI CONSULTAZIONE Modalità di rilevazione e archiviazione delle misure nei punti di riconsegna Q1 Osservazioni in tema di obblighi di rilevazione delle misure e di rettifica dei dati. Quali valori proponete per a, per s e per t? In merito alle proposte inerenti le modalità di rilevazione e archiviazione delle misure nei PdR, in linea di principio Anigas condivide la proposta di cui al punto 3.3 del DCO la quale prevede che qualora venga messo in servizio un PdR smart meter, il distributore abbia l’obbligo di effettuare almeno un tentativo mensile di rilevazione delle letture con dettaglio giornaliero, che il DCO prevede di estendere fino ai PdR ≥G10. Al riguardo occorre tenere conto del considerevole aumento del numero di PdR interessati e del conseguente aumento dei dati da trasmettere, trattare e validare, con i costi operativi annessi; Anigas è dell’avviso che la soglia sotto la quale introdurre l’obbligo di trattamento giornaliero va calibrata con attenzione in termini di rapporto costi/benefici: se l’obiettivo è quello della messa a disposizione dei dati giornalieri ai clienti finali, si rileva che ben pochi sono realmente interessati a conoscere l’andamento dei propri consumi, come si evince anche dalla scarsa richieste di attivazione dell’interfaccia verso il misuratore anche su taglie ben maggiori. In ogni caso, al fine di poter adeguare i sistemi e le procedure di validazione con la dovuta gradualità, si ritiene opportuno un raccordo progressivo tra gli obblighi attualmente vigenti (per i PdR ≥G40) e l’ambito proposto (PdR ≥G10). È ragionevole prevedere che il passaggio alla nuova frequenza di lettura avvenga dopo un periodo di avviamento nel corso del quale vengano effettuate delle prove degli apparati e delle infrastrutture al fine di assicura la massima efficienza. Per tale periodo si ritiene condivisibile la previsione di un margine temporale pari ai tre mesi successivi alla messa in servizio dello smart meter. 4 Per quanto riguarda la frequenza di lettura, Anigas in termini generali condivide l’intenzione dell’Autorità di aumentare le possibilità di raccolta di dati effettivi, limitando in tal modo il ricorso a valori stimati. Al fine di individuare la cadenza di lettura, non si ritiene condivisibile tuttavia associare al parametro del consumo annuo la classe del misuratore in quanto non sempre questa trova una corrispondenza lineare con il consumo annuo. La classe del misuratore viene infatti determinata in base alla portata richiesta dagli apparecchi di utilizzazione alimentati, mentre i consumi risentono delle modalità di prelievo nel tempo attuate dal cliente. Ad esempio, un calibro G6 potrebbe essere stato associato a consumi annui inferiori a 500 Smc/anno. Si ritiene condivisibile la proposta relativa all’utilizzo del dettaglio giornaliero dei consumi solo in presenza di uno smart meter di classe maggiore o uguale a G10 con consumi superiori a 5.000 Smc/anno. Con riferimento al punto 3.6, si condivide la proposta di suddividere l’attuale intervallo di consumo 500-5.000 Smc/anno in due sotto classi, introducendo una nuova soglia intermedia s prevedendo due diverse frequenze di letture. Nel dettaglio: 500 <CA≤ s: frequenza rilevazione semestrale s <CA≤ 5.000: frequenza quadrimestrale Per quanto riguarda il valore della soglia s, qualora fosse posto pari a 1.000 Smc/anno così come proposto nel DCO, la quota media di PdR interessati dalla nuova frequenza quadrimestrale di alcune associate Anigas sarebbe intorno al 30% del totale dei PdR serviti con rilevanti impatti in termini gestionali ed economici. Si ritiene più corretto fissare quindi la soglia s pari a 1.500 Smc/anno, consumo annuo peraltro più indicativo anche ai fini dell’obiettivo che può avere l’introduzione di una frequenza quadrimestrale, ovvero l’aumento dei tentativi di raccolta della misura per una certa classe di PdR. Nel dettaglio, Anigas propone il seguente scenario: NO SMART METERING Classe consumo CA≤500 – obbligo di lettura annuale Classe consumo 500<CA≤1.500 – obbligo di lettura semestrale Classe di consumo 1.500<CA≤ 5.000 – obbligo di lettura quadrimestrale Classe consumo CA>5.000 - obbligo di lettura mensili 5 SMART METERING PdR ≥ G25 e, a tendere, PdR≥G10 con consumo annuo superiore a 5.000 Smc - Obbligo lettura mensile con dettaglio giornaliero. Per quanto riguarda il parametro t relativo al tempo minimo da coprire all’interno del periodo rilevante per ogni PdR non ancora adeguato ai sensi della delibera 631/2013/R/gas, si ritiene innanzitutto che debba essere chiarito in maniera puntuale l’utilizzo di tale parametro in particolare ai fini dei tentativi di raccolta della misura. Ove infatti l’impresa di distribuzione fosse tenuta ad eseguire un tentativo di raccolta all’interno dello stesso periodo rilevante, dovendo però rispettare almeno la percentuale t di tempo minimo all’interno dello stesso periodo, la finestra utilizzabile per l’effettuazione della raccolta della misura sarebbe troppo stringente e non permetterebbe sempre un’adeguata programmazione dei giri dei letturisti. In particolare, si rileva che la fissazione dei “periodi rilevanti”, del “parametro t” e delle corrispondenti date di “inizio letture” induce la concentrazione dei tentativi di raccolta delle misure nell’arco di ridotti intervalli temporali utili, facendo emergere picchi di attività che, sulla base delle proposte formulate nel DCO, si attestano, per alcune Associate Anigas, ad oltre il doppio dei valori giornalieri attuali. Per contro compaiono ampi periodi nei quali le attività risultano notevolmente ridotte rispetto ad oggi. Ne consegue un incremento significativo dei costi emergenti relativi a tali attività non solo per il maggior numero di letture annue rispetto alle attuali (per effetto dell’introduzione della nuova frequenza di lettura) ma anche per una non ottimizzazione sia temporale sia territoriale dell’attività di effettuazione dei tentativi di lettura da parte dei distributori. Inoltre, non è trascurabile l’impatto che una così alta concentrazione di letture ha sull’organizzazione interna dei Distributori, relativamente al numero di risorse da dedicare alla lavorazione degli scarti del processo di validazione delle letture. D’altra parte, anche una rimodulazione del parametro t non risolverebbe le criticità in quanto l’impresa di distribuzione sarebbe probabilmente tenuta ad eseguire un tentativo di raccolta nei mesi di bassi consumi. 6 Al fine quindi di non vanificare gli ingenti investimenti effettuati dall’impresa di distribuzione, potrebbe essere previsto di mantenere l’attuale regolazione, con l’introduzione di un obbligo di eseguire tre tentativi di raccolta all’anno per i PdR con consumi superiori a 1.500 Smc/anno, utilizzando un’intercorrenza minima pari a tre mesi e massima pari a cinque mesi. Qualora l’Autorità intendesse comunque prevedere l’introduzione di periodi rilevanti all’interno dei quali l’impresa di distribuzione sia tenuta all’obbligo di lettura, si potrebbero fissare dei periodi statici per i tentativi di raccolta della misura, permettendo nel contempo alle imprese di distribuzione un’adeguata libertà di programmazione per la redazione dei calendari di lettura. Numero di tentativi di raccolta della misura Consumo annuo (Smc/anno) In servizio ai sensi delle Direttive dell'Autorità (SI/NO) Periodo rilevante Obblighi di lettura Annuale (con intercorrenza massima di 13 mesi e minima di 6 mesi fra due tentativi consecutivi) NO <=500 >500 e <= 1.500 Gennaio – Aprile Settembre Dicembre 2 tentativi all'anno (con intercorrenza massima di 9 mesi e minima di 5 mesi tra due tentativi consecutivi) > 1.500 e <= 5.000 Gennaio - Aprile Maggio - Agosto Settembre Dicembre 3 tentativi all'anno (con intercorrenza massima di 5 mesi e minima di 3 mesi tra due tentativi consecutivi) NO NO >5000 NO Mensile (con intercorrenza massima di 35 giorni e minima di 25 giorni tra due tentativi consecutivi) >5000 SI (>=G10) Mensile con dettaglio giornaliero 7 Si potrebbe inoltre prevedere ulteriori misure finalizzare ad aumentare comunque il numero di letture effettive quali un’attività di sensibilizzazione nei confronti del cliente finale attraverso campagne informative/pubblicitarie da parte dell’Autorità, circa l’importanza, per il cliente stesso, di consentire l’accesso al proprio gruppo di misura oppure effettuare l’autolettura. Si propone inoltre di migliorare i metodi di raccolta alternativi (post-it, cartoline, ecc.) perché si rileva che da quando è stato introdotto l’avviso cartaceo generico in cui si invita il cliente a contattare il proprio venditore la quantità di auto-letture ricevute sia sensibilmente inferiore. Per quanto riguarda in particolare i PdR inaccessibili riteniamo debbano essere previste soluzioni ad hoc laddove non siano disponibili dati di misura effettivi da più periodi. Con riferimento poi a quanto proposto al punto 3.13 del DCO in merito ai misuratori con accessibilità parziale, per i quali l’Autorità intende attribuire all’impresa di distribuzione la responsabilità di reiterare il tentativo di lettura almeno una volta, al più tardi nel mese successivo a quello nel quale il precedente tentativo è andato fallito, si ritiene non condivisibile tale proposta. L’effort previsto dal reiterare il tentativo di lettura per tutti i misuratori parzialmente accessibili non è infatti bilanciato da un corrispondente beneficio in termini di tentativi di lettura andati a buon fine. Per la maggior parte dei misuratori parzialmente accessibili non si comprenderebbe infatti come l’ulteriore tentativo di lettura possa andare a buon fine quando magari si sono registrati sullo stesso PdR più tentativi in precedenza risultati falliti. Andrebbero quindi previsti strumenti alternativi più efficaci. Per quanto sopra, si ritiene che il grado di successo che tale iniziativa potrebbe garantire non sia tale da giustificare gli ulteriori costi aggiuntivi; in presenza di circostanze che non dipendono dall’impresa distributrice, tale tentativo, che per sua natura non potrà essere pianificabile provoca una inefficienza operativa in quanto obbliga l’operatore a ritornare, a distanza di pochi giorni, con interventi spot su territori già interessati dai tentativi di lettura, senza garantire l’effettività della raccolta aggiuntiva. Si condivide la standardizzazione degli scambi relativi alle rettifiche dei dati di misura, derivanti dagli obblighi sia di lettura sia da richieste di switching e alle sostituzioni dei misuratori. 8 Indisponibilità dei dati di misura Q2 Osservazioni in tema di indisponibilità dei dati di misura. Proposte in relazione al numero minimo di tentativi di raccolta per gli smart meter di classe >= G10? Come già ribadito nelle Osservazioni di carattere Generale, si ritiene opportuno prevedere una disciplina specifica per gli smart meter rispetto alla regolazione prevista per i contatori di tipo tradizionale non ancora adeguati ai sensi della deliberazione 631/2013/R/gas. Nello specifico, nei casi di indisponibilità dei dati di misura, si ritiene che vada adeguatamente chiarito cosa si intende per “tentativo di raccolta”. Se appare chiara la definizione di tentativo di raccolta per i contatori tradizionali, ovvero tentativo in campo di raccolta delle misura, non è invece ad oggi opportunamente chiarita la medesima definizione per gli smart meter. Si ritiene infatti necessario chiarire che cosa si intende per tentativo di lettura dell’apparato da remoto, posto che le moderne tecniche di telelettura prevedono che sia il misuratore ad attestarsi periodicamente ed autonomamente al SAC, questo per contenere il consumo delle batterie. Infatti, salvo casi particolari per cui la funzionalità di telettura/telegestione non sia utilizzabile per un determinato periodo, e quindi si renda comunque necessaria l’esecuzione di un tentativo in campo di raccolta della misura, si ritiene che gli apparati smart meter possano sempre comunicare la lettura da remoto, e ove non sia possibile rilevare il dato di misura, si debba procedere con l’esecuzione della stima utilizzando i profili di prelievo standard e consumo annuo previsti dal TISG. Alla luce di quanto sopra, per gli smart meter di classe maggiore o uguale a G10 con consumo annuo maggiore di 5.000 Smc, si ritiene corretto definire un numero minimo di acquisizioni automatiche dei dati di misura relativi al mese M da effettuarsi nei primi due giorni del mese M+1. In tal caso si dovrebbe prevedere comunque che il numero di comunicazioni tenga conto del consumo delle batterie e dell’utilizzo delle stesse. Con la presente consultazione si coglie l’occasione anche per evidenziare una possibile criticità relativa all’utilizzo dei PdR misurati mensilmente con dettaglio giornaliero ai fini del Settlement. Ove infatti, in presenza di malfunzionamento dell’apparato o per impossibilità di interrogazione da remoto, la lettura di fine mese stimata sia incongruente con la prima misura reale successiva, si potrebbero generare criticità (derivanti da consumi non in linea con lo storico del cliente) in fase di bilanciamento che potrebbero generare contenziosi con le società di vendita. 9 Al fine di risolvere tale criticità probabilmente andrebbero apportate delle modifiche all’attuale TISG che prevedano soluzioni tali per cui una lettura stimata di fine mese possa essere invalidata e sostituita con un nuovo dato di lettura, riproporzionato utilizzando la prima lettura giornaliera reale disponibile (se in tempo con le attuali tempistiche di invio dei dati ai fini delle sessioni del bilanciamento). Procedura di autolettura Q3 Osservazioni in tema di procedura di autolettura. Si condividono le modifiche alle tempistiche ad oggi in vigore in materia? In termini generali, la procedura di autolettura costituisce un importante strumento a disposizione del sistema soprattutto nei casi in cui il misuratore risulta essere inaccessibile, i tentativi di lettura non siano andati a buon fine e non si può ricorrere alla telelettura. Si ritiene tuttavia che in presenza di uno smart meter in servizio venga meno la necessità di raccolta tramite autolettura. In merito all’eventualità di raccogliere un’autolettura nei casi di switching, qualora la rilevazione del distributore non sia andata a buon fine, occorre definire il processo di raccolta per consentire una validazione del dato nei confronti dell’utente della distribuzione effettivamente titolare del PdR interessato dallo switching. Anigas ritiene che la tempistica di comunicazione dell’autolettura dal venditore al distributore proposta al punto 3.26 lettera a), con particolare riferimento all’indicazione “non oltre il secondo giorno lavorativo del mese successivo a quello di rilevazione”, sia eccessivamente stringente tenuto conto dell’elevato numero di autoletture potenzialmente da gestire. Si sottolinea infatti come, per motivi tecnici, le tempistiche proposte al punto 3.26 potrebbero essere rispettate solo in caso di comunicazione tra società di vendita e impresa di distribuzione tramite strumenti di comunicazione in tempo reale in quanto la trasmissione e recepimento di qualsiasi informazione per mezzo degli altri canali di comunicazione comporta una gestione non automatizzata dei processi con relativi impatti sulle tempistiche. Si ritiene pertanto ragionevole passare dagli attuali 5 giorni previsti dal comma 16.1 del TIVG a 4 giorni lavorativi. 10 Si sottolinea che le autoletture arrivano anche al di fuori delle finestre di autolettura comunicate dalle società di vendita: pertanto la data ultima per la comunicazione dell’autolettura dovrebbe in ogni caso essere conteggiata dalla data di ricezione della stessa. Ricollegandoci infine a quanto riportato in risposta al quesito Q1, si vuole sottolineare che la programmazione delle finestre di autolettura da parte del venditore non può essere effettuata sulla base del calendario di raccolta delle letture del distributore, bensì in base al proprio calendario di fatturazione (riferimento paragrafo 3.28). Disponibilità della lettura di switching Q4 Osservazioni in tema di disponibilità della lettura di switching. Si condivide la modifica che s’intende apportare al Codice di rete tipo per la distribuzione del gas? Con riferimento alla facoltà di richiedere la verifica della lettura di switching, attualmente presentabile solamente dal venditore uscente, Anigas valuta positivamente l’estensione di tale possibilità anche al venditore entrante. Si ritiene tuttavia che l’aumento a quaranta giorni sia troppo esiguo alla luce dei tempi che mediamente intercorrono tra la data di ricevimento della lettura di switching, la prima fatturazione al cliente finale e l’eventuale rilevazione di anomalie da parte di quest’ultimo: in tal senso si riterrebbe invece più opportuno prevedere una tempistica pari ad almeno 90 giorni. Al punto 4.2 del DCO si evince che le letture effettive di switching relative ai PdR smart meter dovranno essere trasmesse dall’impresa di distribuzione attraverso il flusso periodico di cui al TIVG. Si chiede conferma di tale interpretazione o se tali misure dovranno inoltre essere comunicate al venditore uscente tramite il flusso 0350 di cui alla Determina 1/14. Si rileva inoltre la necessità di implementare i flussi di comunicazione 0300 “Conferma dell’utente subentrante dei dati tecnici e contrattuali caratterizzanti ciascun punto di riconsegna” e 0350 “Trasmissione al venditore uscente dalla lettura di switching” della prestazione SW1 aggiungendo l’informativa inerente la data di esecuzione della lettura e la quota parte eventualmente stimata ai sensi della delibera 138/04. 11 Pur condividendo in termini generali l’esigenza di ridurre le tempistiche per la notifica della lettura di switching agli utenti, non si condivide tuttavia l’allineamento a 5 giorni SOLARI delle tempistiche di trasmissione della lettura di switching alle controparti commerciali interessate, quali il venditore entrante e il venditore uscente in quanto risultano essere molto stringenti soprattutto nei casi di PdR non smart meter. Si ritiene che, al fine di garantire un’adeguata qualità del dato di misura riferito alla data dello switching, la suddetta tempistica debba essere definita in una misura non inferiore a sei giorni LAVORATIVI dal giorno di decorrenza dello switching. Tempistiche di switching Q5 Osservazioni in tema di tempistiche di switching. Si condividono gli orientamenti espressi circa la possibilità di rettifica della lettura di switching? Anigas in generale condivide l’orientamento dell’Autorità con riguardo alle tempistiche per la rettifica delle letture di cui al punto 4.9 del DCO. In merito alle tempistiche della prestazione di switching, con particolare riferimento al tempo a disposizione del distributore per segnalare al venditore l’eventuale presenza di errori materiali o l’incompletezza della richiesta, Anigas non condivide quanto riportato al punto 4.8 lettera a) del DCO, ovvero il passaggio da 6 giorni lavorativi ad 1 giorno lavorativo. Si propongono 2 giorni lavorativi dalla data di presentazione della richiesta di sostituzione della fornitura. Con riferimento all’eventuale necessità di rettificare una lettura di switching, si segnala che l’eventuale disponibilità di una lettura effettiva che smentisca la stima della lettura di switching può verificarsi anche oltre il mese successivo alla decorrenza dello switching; pertanto, i vincoli proposti per la rettifica della lettura di switching (entro il mese successivo e solo a seguito di una lettura effettiva) risultano eccessivamente stringenti. Piano di roll out degli smart meter Q6 Osservazioni in tema di piano di roll out degli smart meter. Vi sono altri aspetti che si ritengono meritevoli di trattazione? Si condividono le proposte dell’Autorità. 12 In merito alle comunicazioni previste in concomitanza con il piano di roll out, l’articolo 12 della delibera 631/2013 prevede che l’impresa di distribuzione è tenuta a comunicare ai clienti con un anticipo non inferiore a tre mesi e non superiore a nove mesi il possibile periodo di adeguamento o sostituzione del GdM nonché con un anticipo non inferiore a dieci giorni solari, la data di esecuzione dei lavori di adeguamento o sostituzione dei GdM. Per entrambe le comunicazioni si ritengono eccessivamente lunghi i tempi sopra riportati. Per tale motivo, si ribadisce quanto proposto in precedenti occasioni, ovvero di: Modificare il comma 12.1 lettera a) sostituendo il termine “non inferiore a tre mesi e non superiore a nove mesi” con “non inferiore ad un mese”; verrebbe comunque garantito al cliente finale un congruo anticipo di tempo in merito all’informazione circa l’adeguamento o sostituzione del GdM Lasciare all’impresa di distribuzione la scelta della modalità più opportuna per comunicare al cliente finale la data esatta di esecuzione dei lavori (attraverso un appuntamento telefonico, comunicazioni sul sito internet, avvisi con l’apposizione di cartelli nelle zone interessate dalle sostituzioni, ecc). Si valuta inoltre positivamente l’introduzione dell’obbligo per i distributori di informare almeno trenta giorni lavorativi prima della messa in servizio degli smart meter i venditori interessati anche se, a tal fine, andrebbero previsti flussi e canali standardizzati per garantire che l’informazione pervenga con la tempestività necessaria. Il piano di roll out degli smart meter, con particolare riferimento ai misuratori di classe G4 e G6, sta incontrando una serie di criticità. Si segnalano infatti diversi casi di rifiuto della sostituzione del contatore con quello elettronico da parte del cliente finale con evidente difficoltà da parte del distributore al rispetto delle scadenze e delle tempistiche previste dai piani di roll out. Sarebbe pertanto auspicabile, l’avvio di una campagna di sensibilizzazione dei clienti finali da parte dell’Autorità ovvero l’introduzione di una quota di riconoscimento dei costi sostenuti dalle imprese di distribuzione per le attività di comunicazione e sensibilizzazione dei clienti finali. Si invita infine l’Autorità a intraprendere quanto prima la standardizzazione dei flussi di sostituzione dei contatori, al fine di dare alle società di vendita gli strumenti adeguati per gestire in maniera efficiente le attività collegate a tale evento. 13
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