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DCO 251/2014/R/GAS

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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.
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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.
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