Inquadramento regolatorio e normativo relativo al tema dei misuratori gas

Tecnologie e soluzioni per l’applicazione dellaDelibera ARG/gas 155/08

CORSO DI FORMAZIONE PROFESSIONALERubiera (RE)12 Aprile 2011

Francesco Vitolo Federutility

Area Reti Energia

Agenda

1. Introduzione 2. Problematiche e criticità3. Tematiche riconducibili alla Normativa Metrologica vigente4. Tematiche di carattere tecnico-operativo5. Tematiche legate alla effettiva interoperabilità di sistema6. Tematiche amministrative e gestionali7. Tematiche di natura autorizzative e dei rapporti con i clienti8. Tematiche di carattere Tariffario

1. Introduzione

Delibera ARG/gas 155/08

Percentuale dei GdM installati per classe (di calibro)

Classe % GdM

> G40 0,3 65.406

≥ G16 ≤ G40 1,5 335.751

≥ G6 ≤ G16 5,8 1.255.795

≤ G6 92,4 20.145.048

Totale 2009 100,0 21.802.000

Il provvedimento impone agli operatori della distribuzione gas un ambizioso e imponente programma di ammodernamento tecnologico del parco contatori nazionale stabilendo dei requisiti minimi funzionali per l’acquisizione del dato di misura da remoto (telettura) in standard metri cubi (Smc) e lo svolgimento sempre da remoto di alcune attività (telegestione).

GdM installati per classe (di calibro)

Gruppi di misura gas installati in Italia

Situazione antecedente 1/2

La misura in Smc (15° C - 1,01325 bar) era in precedenza effettuata indirettamente utilizzando due diversi fattori correttivi (delibera 237/00 e successive) come segue:

– Coefficiente M,calcolato dall’Autorità, da applicare sul prezzo;– Coefficiente K, calcolato dal distributore secondo le regole

fissate dall’Autorità, da applicare sul dato letto al segnante del contatore,

La scelta di misurare i consumi direttamente in Smc era demandata al cliente finale che poteva richiedere l’installazione di specifiche apparecchiature (Contatore + PTZ).Oggi (RTDG) viene utilizzato un unico fattore di correzione coefficiente C applicato sul dato letto al segnante del contatore.

Altro richiamo, indiretto, allo Smc era contenuto nel T.U. delle accise all’articolo 21 comma 14 quando dice con riferimento al gas naturale che: “Le aliquote a volume si applicano con riferimento alla temperatura di 15° Celsius ed alla pressione normale”.

Situazione antecedente 2/2

Era stata prevista l’introduzione della misura su base oraria per utenze con consumi annui superiori ai 200.000 Smc (art. 18 comma 5 del D.Lgs 164/00).

Conseguentemente la telettura veniva utilizzata solo nei casi in cui la celerità

dell’acquisizione del dato di consumo aveva un rilevanza tecnicaeconomica in grado di giustificarne i costi.

Delibera ARG/gas 155/08 in sintesi

Il provvedimento prevede:

• la misura diretta in Smc tenendo conto, a seconda del calibro del misuratore dei parametri di temperatura e pressione con la rilevazione della sola temperatura sui contattori del Mass Market (G4-G6);

• l’acquisizione del dato di lettura da remoto (telettura) su basegiornaliera secondo le attuali tempistiche di rilevazione previste;

• la gestione da remoto di alcune caratteristiche delle apparecchiature compresa l’attivazione di una valvola di intercettazione per la chiusura dell’impianto sui contatori del Mas Market.

Programma di attuazione

Classe/anno 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 totali

> G40 100% 100%

>=G16 <=G40 100% 100%

> G6 < G16 (G10) 30% 100% 100%

<=G6 5% 20% 40% 60% 80% 80%

Il programma di attuazione prevede un piano che a livello nazionale comporterà l’adeguamento di circa 18 milioni di contatori (82 % del totale) secondo il seguente schema:

Stima economica di massima

Fase A: entro il 31/12/2010 installazione su tutti i punti di riconsegna (PdR) dotati di un contatore di classe superiore a G40 di un correttore di volume (PTZ), dotato di modem di trasmissione dati (telefonico):Upgrading di circa 65.000 PdR ; investimenti per circa 210 milioni di €

Fase B: entro il 31/12/2012 installazione su tutti i PdR dotati di un contatore di classe superiore a G6 di un correttore di volume (PTZ), dotato di modem di trasmissione dati (telefonico)Upgrading di circa 1.600.000 PdR ; investimenti per circa 2.100 milioni di € (se non disponibili in tempo utile - strumenti innovativi)

Fase C: entro il 31/12/2016 installazione sui PdR dotati di un contatore di classe G6 e G4 di contatori di nuova concezione tele-leggibili e tele-gestibili e attivazione di un apposito sistema di telecomunicazione bidirezionale (telefonico e/o radiofrequenza)Messa in servizio di circa 16.000.000 nuovi contatori; investimenti per circa 2.200 milioni di €Per un totale di circa 4.5 miliardi di €

Penalità

Il mancato raggiungimento degli obiettivi comporta:

• l’applicazione di una penale per inottemperanza ai sensi di quanto disposto dall’art 49.1 e dalla tabella 8 del RTDG

• l’avvio di un procedimento finalizzato all’erogazione di una sanzione nel caso in cui il Distributore non adegui una percentuale del parco maggiore del 50% di quello adeguabile.

Normativa tecnica

La delibera ha demandato al Comitato Italiano Gas (CIG) le attività di normazione funzionali alla diffusione della telegestione e della telelettura dei gruppi di misura del gas che dal 24 febbraio 2010 ha cominciato a pubblicare e aggiornare le UNI/TS che seguono

Norma Descrizione

UNI/TS 11291-1 Caratteristiche Generali del sistema di Telegestione o Telelettura

UNI/TS 11291-2 Protocollo CTE - definisce i protocolli per le comunicazioni di tipo punto-punto

UNI/TS 11291-3 Protocollo CTR – definisce i protocolli per le comunicazioni di tipo punto-punto

UNI/TS 11291-4 Requisiti per gruppi di misura con contatore >G40 o portata > 65m3/h alle condizioni termodinamiche di riferimento

UNI/TS 11291-5 Requisiti per gruppi di misura con contatore ≥G10 e ≤G40 o portata ≥ 16m3/h e ≤ 65m3/h alle condizioni termodinamiche di riferimento

UNI/TS 11291-6 Requisiti per gruppi di misura con contatore< G10 o portata < 16 m3/h alle condizioni termodinamiche di riferimento

UNI/TS 11291-7 Altri componenti del sistema di tele lettura o tele gestione - definisce i requisiti minimi funzionali di tutti gli apparati del sistema oltre i GdM (ripetitori di segnale, concentratori e traslatori dati, SAC, terminali di manutenzione)

UNI/TS 11291-8 Protocolli e mezzi di comunicazione utilizzati nel sistema di tele lettura o tele gestione

UNI/TS 11291-9 Test di Interoperabilità - definirà i test necessari per la verifica e la validazione della interoperabilità funzionale degli apparati in relazione all’espletamento dei servizi del sistema di tele gestione. I test verificheranno anche l’interoperabilità delle comunicazioni . La specifica fornirà i riferimenti per il processo di validazione effettuabile da un ente terzo preposto

Normativa nazionale

25. Ai fini di una graduale applicazione della prescrizione sul limite temporale dei bolli metrici, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas stabilisce, con proprio provvedimento, le modalità e i tempi per procedere alla sostituzione dei misuratori volumetrici di gas a pareti deformabili soggetti a rimozione, assicurando che i costi dei misuratori da sostituire non vengano posti a carico dei consumatori né direttamente né indirettamente. Al fine di consentire l'innovazione tecnologica del parco contatori gas, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas potrà prevedere la sostituzione dei misuratori volumetrici di gas a pareti deformabili mediante contatori elettronici che adottino soluzioni tecnologicamente avanzate quali la telelettura e la telegestione, che assicurino vantaggi ai consumatori finali quali una maggiore informazione al cliente circa l'andamento reale dei propri consumi nonché riduzioni tariffarie conseguenti ai minori costi sostenuti dalle imprese.

legge 23 luglio 2009, n. 99"Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia"GU n. 176 del 31 luglio 2009 – S.O. n. 136Art. 30. (Misure per l'efficienza del settore energetico)

2. Problematiche e Criticità

RESPONSABILITÀ

• In capo al distributore per quanto riguarda l’articolo Art. 2050 CC (Responsabilità per l'esercizio di attività pericolose);

• In capo al distributore per quanto riguarda gli aspetti metrologici legati alla rilevazione dei quantitativi di gas tramite tele-lettura

• In capo ai venditori per l’utilizzo di dati teleletti per la fatturazione dei consumi ai clienti finali (coordinamento con la fiscalitàenergetica)

Contesto 1/2Mercato, Normativa, Sicurezza

Effettiva disponibilità di apparati conformi (tempi di consegna non coerenti con il crono programma e segnali di prezzo delle forniture non congrui);

Indisponibilità ad installare e arruolare le apparecchiature consegnate per mancanza di personale specializzato (riparatori metrici);

Chiara identificazione delle modalità di telelettura dei correttori di volume (rilievo mensile, giornaliero, curve orarie, data di lettura, giorno gas);

Sistemi di comunicazione che garantiscano la sicurezza delle transazioni (dati di lettura, azionamenti da remoto e codici sicurezza-PIN);

Effettiva interoperatività di sistema sia tra apparecchiature di produttori differenti, sia tra territori (in previsione dell’avvio massivo delle gare di concessione e switch distributori);

Norme tecniche definite e normativa metrologica coerente (in prospettiva anche con quelle in fase di sviluppo in sede europea);

Problematiche di verificazione in laboratorio (nuovi strumenti)

Contesto 2/2

Costi , Organizzazione, Tecnologia

Costi di esercizio rilevanti ed in aumento, in particolare per le verifiche metrologiche periodiche ;

Problematiche di gestione dell’apparato installato in termini di scadenziariomanutentivo, aspetti normativi e gestionali (Difficoltà di gestione delle verifiche dei correttori alla scadenza dei due anni tutte concentrate in un periodo limitato).

Effettiva funzionalità e affidabilità nel tempo dell’elettrovalvola tele gestibile da remoto.

Informazioni certe sull’affidabilità, sulla durata e sul costo delle batterie(interrogazione utente, download per aggiornamenti)

Cultura/competenza dei distributori nel gestire le nuove tecnologie in fase di industrializzazione più economici di quelli tradizionali (misuratori massici fino a G25);

Regolatorie

Tariffarie (riconoscimento capex e opex) • Trattamento degli investimenti e delle dismissioni cespiti non

ancora completamente ammortizzati;• Investimenti sistemi centralizzati (SAC) e costi per servizi esterni

(outsourcing);• Programmazione investimenti.

Mercato• Sistema di bilanciamento attraverso la regolazione delle partite

fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento del gas naturale (settlement) ( rif. DCO 46/10)

Qualità• Risoluzione distonie tra deliberazioni (rif. 155/120) • Comunicazione diretta distributore – cliente (rif. 155)

3. Tematiche riconducibili alla Normativa Metrologica vigente

Applicazione legislazione vigente in tema di utilizzo dell’emettitore di impulsi sui contatori non MID

La componente necessaria al trasferimento del dato tra il contatore e PTZ (emettitore di impulsi) è attualmente non riconosciuta e non verificata dagli Ufficiali Metrici (DPR 23 Agosto 1982, nr. 857, in particolare all’Allegato A art. 9.2.1.).

Questa situazione pone il distributore di fronte alle seguenti possibilità:

• Scegliere se ottemperare alla legge metrica o alla delibera dell’Autorità 155/08;

• Sostituire tutti contatori non MID con nuovi contatori MID così da renderli compatibili ai nuovi PTZ consoni alle caratteristiche della Del. 155/08.

Ufficiali metrici che ritengono la telelettura non idonea metro logicamente

Alcuni Uffici metrici interpretando la norma asseriscono che nell’ambito della vigilanza, l’ispettore deve verifica l’intera catena di misura.

Secondo questa “interpretazione” il sistema di telelettura deve essere metrologicamente omologato secondo procedure oggi non esistenti.

Autorizzazione del costruttore per l’autocertificazione della verifica prima

La strumentazione per la conversione dei volumi in Smc (PTZ) è soggetta alla seguenti verifiche:

• Verifica di omologazione (Costruttore) • Prima posa in opera entro 60 gg (uff. metrico);• periodica ogni 2 anni (uff. metrico);.

Decaduto il DM 179/00, sembrerebbe esclusa la possibilità di autocertificazione dei fabbricanti in sostituzione della verificazione prima e, in taluni casi, anche della prima verificazione periodica, rendendo di fatto necessario provvedere alla verificazione periodica entro sessanta giorni dall'inizio della loro prima utilizzazione tramite ufficiale metrico.

In tali circostanze (senza contare l’insostenibile carico di lavoro per gli ufficiali metrici preposti), va verificato se nella finestra temporale dei 60 giorni previsti per il silenzio/assenso sia possibile utilizzare nella fatturazione al cliente finale il dato di consumo in Smc (o coefficiente C).

4. Tematiche di carattere tecnico-operativo

Modalità di utilizzo e di garanzia nel tempo dell’elettrovalvola

Viste le responsabilità in capo ai distributori in materia di sicurezza è fondamentale su questa materia vengano normati almeno i seguenti aspetti:

• le modalità di accertamento da remoto della perfetta tenuta dell’elettrovalvola in caso di comando a distanza (ad es. per casi di chiusura per morosità, cessazioni, …);

• La garanzia di effettiva chiusura nel tempo dell’elettrovalvola a fronte di interventi di chiusura statisticamente molto rari (1 ogni qualche anno), tenuto conto della limitata disponibilità di energia erogabile dalla batteria;

• La verifica degli aspetti di sicurezza relativi ad un impianto chiuso da remoto, ossia dopo quanto tempo deve ritenersi obbligatorio recarsi sul posto al fine di controllare l’efficacia della chiusura effettuata a distanza e valutare i profili di responsabilità in capo al distributore.

Tematiche che necessitano di:• approfondimento tecnico/normativo al fine di verificare l’efficacia della

valvola tramite test di laboratorio e sperimentazioni sul campo• valutazioni di carattere giuridico/legale per quanto concerne le

responsabilità del distributore.

Rischi collegati al mancato controllo continuo della tenuta dell’elettrovalvola

La UNITS 11291-6 prevede l’installazione opzionale a bordo del GdM di un sensore che verifichi l’assenza di passaggio di gas.Questo comporta che:

• il sensore sia sempre alimentato e quindi che si mantengano le batterie efficienti anche con contatore “commercialmente” chiuso;

• per ridurre i consumi della batteria il GdM si attiva esclusivamente in determinati orari predefiniti, ciò non renderebbe efficiente la trasmissione in tempi rapidi del segnale alla sede operativa del distributore per l’uscita delle squadre di Pronto Intervento

• L’approccio architetturale-costruttivo previsto nel progetto di norma nongarantisce la tempestiva di trasmissione del segnale al distributore;

• il sensore può trasmettere segnali di allarme dovute a cause diverse dall’effettivo guasto dell’elettrovalvola quali ad esempio un tentativo di manomissione.

In tutti casi il distributore deve obbligatoriamente uscire per effettuare un controllo in campo. Rimane da chiarire inoltre il profilo di responsabilità del distributore nel caso non può accedere al GdM per effettuare il controllo avendo ricevuto un segnale dì allarme dal sensore e non da una persona fisica

Problematica relativa all’utilizzazione delle SIM di provider diversi ed alla loro gestione in caso di switch concessione

Le SIM utilizzate nei data logger dei correttori di volume non consentono il roaming su reti gestite da provider diversi in particolare:

• il distributore in molti casi non potrà scegliere il provider, ma dovrà necessariamente utilizzare quello che, nello specifico territorio, ha il segnale sufficiente per trasmettere i dati. Questo obbligo impone al distributore maggiori oneri gestionali non solo nella fase di installazione del sistema, ma anche successivamente nella sua gestione;

• in caso di switch della concessione il distributore entrante cheutilizza un provider diverso da quello utilizzato dall’uscente, deve necessariamente o sostituire le SIM dei GdM (sempre il segnale che sia disponibile) o mantenere 2 provider .

5. Tematiche legate alla effettiva interoperabilità di sistema

Interoperatività dei protocolli e delle apparecchiature ausiliarie di gestione

i progetti di norma UNI-TS dovrebbero assicurare il “congelamento” dei soli protocolli CTR/CTE e delle tecnologie garantendo di fatto al distributore la continuità dell’esercizio per i dati di base. Ciò nonostante, rimane però aperto:

• il problema di come assicurare l’interoperabilità completa su tutti i livelli di comunicazione;

• come rimane anche irrisolto il quesito di chi “certifica” l’interoperabilità totale di sistema.

• l’interoperabilità correlata alle apparecchiature ausiliarie di gestione, quali ad esempio i palmari e le relative sonde per il comando da locale degli strumenti di misura.

Si segnala che oggi non si sono previste normative che assicurino la completa interoperabilità del sistema né tanto meno per l’utilizzo delle apparecchiature ausiliarie di gestione.

Differenza dei protocolli dei vari fornitori in termini di matching e gestione delle librerie .dll

Le librerie adottate da ogni singolo costruttore:• non sono soggette ad alcun controllo di interoperabilità;• potrebbero successivamente non essere disponibili sul mercato;• esistono ulteriore “strati” di codice non resi pubblici dal singolo

costruttore..

Ciò potrà creare problemi al SAC in misura non nota e non valutabile.

In materia di switch della concessione non risulta ancora chiara e definita la procedura di gestione delle librerie .dll.

Il distributore che subentra nella gestione della concessione, potrebbe essere chiamato a sostenere i costi per acquisire licenze e software o per modificare la propria piattaforma per gestire correttori di diverso fornitore.

6. Tematiche amministrative-gestionali

Percentuali di pdr esistenti/attivi da sostituire

Gli obblighi da Delibera andrebbero ricondotti solo ai PDR per i quali alla data di riferimento c’era flusso di gas escludendo quindi dal computo dei pdr attivi ma privi di flusso di gas e dei pdr chiusi per morosità.

In molti casi il GdM insiste su un PDR non attivo dove non è possibile testare ed arruolare il convertitore di volume (PTZ) al momento dell’installazione per l’assenza di flusso di gas.

Una menzione particolare va fatta per i pdr chiusi per morosità nei confronti dei quali dovranno prevedersi procedure particolari in fase di riattivazione.

Classe/anno 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 totali

> G40 100% 100%

>=G16 <=G40 100% 100%

> G6 < G16 (G10) 30% 100% 100%

<=G6 5% 20% 40% 60% 80% 80%

Rispetto dei tempi in caso di impedimenti di terzi e per le riattivazioni

Non sono previste deroghe per impedimenti di terzi quali:

• il consenso per lo svolgimento dei lavori nei casi di utenze industriali che in assenza di gas devono programmare il fermo della produzione, ovvero l’eventuale preventivazione di prestazioni accessorie finalizzate ad eseguire gli interventi senza interrompere il flusso di gas, attività per le quali vanno stabilite le modalità di coinvolgimento delle imprese di vendita titolari del contratto;

• furti e manomissioni degli impianti;

• impianti di misura non accessibili o parzialmente accessibili;

• attivazioni e riattivazioni per morosità.

Rispetto dei tempi in caso di impedimenti di terzi e per le riattivazioni

E’ richiesta una preventiva autorizzazione di soggetti terzi per:• ampliamento della nicchia per l’alloggiamento delle nuove

apparecchiature, che in caso di ubicazione in facciata richiede l’avvio una DIA (da parte del proprietario della nicchia);

• autorizzazione al posizionamento della sonda di pressione sulla parte di impianto interno del cliente finale laddove richiesto dal locale ufficiale metrico;

• autorizzazione al posizionamento dell’antenna e del modem in area sicura che presuppone l’installazione di un nuovo oggetto a parete e il relativo collegamento elettrico.

• autorizzazione al posizionamento dei concentratori in area pubblica (nella fase di adeguamento dei piccoli misuratori);

• autorizzazione alla sospensione del servizio per il tempo necessario all’eventuale sostituzione del contatore in assenza di mal funzionamento.

La presenza di una SIM telefonica negli apparati di trasmissione aumenta il rischio di danneggiamento dell’intera apparecchiatura se installata fuori nicchia per ragioni impiantistiche, finalizzato al furto della sola SIM telefonica (sebbene di scarso interesse economico, consentono l’invio di un gran numero di sms prima che le stesse possano essere bloccate dal distributore).

Responsabilità verso i venditori

L’esecuzione dei lavori di sostituzione del contatore a causa della sospensione del servizio potrebbe comportare conflittualità economiche nella catena di rapporti tra cliente finale / venditore / Distributore.

Un cliente industriale operante su linee di produzione non interrompibili potrebbe chiamare in causa il Venditore per chiedere il ristoro di eventuali danni per il forzato fermo produttivo. Il Venditore a sua volta potrebbe tentare di rivalersi sul Distributore anche per il mancato introito del gas invenduto.

7. Tematiche di natura autorizzative e dei rapporti con i clienti

Numerosità delle comunicazioni

La numerosità delle comunicazione previste oltre ad essere gravosissima dal punto di vista gestionale per il Distributore èridondatane per il cliente finale che può trovarsi disorientato rispetto alle finalità delle comunicazioni nel tempo.

Contenuti della comunicazione

L’articolo 12.2 della delibera 155/08 prevede che nei casi di PDR con GdM ≥ G10, venga comunicato al cliente finale il corrispettivo per la messa a disposizione dell’uscita di un emettitore di impulsi (comma 8.3 del. 155/08).

Il corrispettivo è stato approvato per silenzio assenso il 28 giugno 2010 (decorsi 90 gg dalla data del 30 marzo 2010)

Pertanto per i clienti associabili ai pdr con misuratori di calibro superiore al G40 il distributore è risultato impossibilitato a inviare comunicazioni prima del 28 giugno 2010;

Reperibilità degli indirizzi dei clienti finali

La separazione societaria tra le attività di distribuzione e vendita ha generato un progressivo disallineamento tra i dati contenuti neisistemi informativi dei due soggetti.

Il Distributore potrebbe essere in possesso di un dato anagrafico non aggiornato e soprattutto non conoscere l’indirizzo al quale in cliente finale a chiesto al proprio venditore di ricevere le comunicazioni (indirizzo di comunicazione).

Il silenzio del cliente finale non corrisponde ad una tacita accettazione dell’avvenuta ricezione della comunicazioni.

8. Tematiche di carattere Tariffario

Trattamento degli investimenti e delle dismissioni

Le componenti tariffarie riconducibili alla copertura dei costi di investimento riguardano essenzialmente:

• la dismissione di apparecchiature prima che abbiano completato il ciclo di vita utile.

• Ia quantificazione dei nuovi investimenti suddivisi tra quelli di località e quelli centralizzati.

In estrema semplificazione il RTDG prevede che a fronte di un investimento i ricavi percepiti alla fine della vita utile del cespite saranno dati dalla somma dei:

• ratei delle quote di ammortamento annuali;• ratei annuali per la remunerazione del costo del capitale pari al

8.0 % (WACC) del capitale investito netto (CIN)

Posizione Autorità a seguito dell’entrata in vigore della legge 23 luglio 2009, n. 99

Tenuto conto di quanto previsto art. 30 comma 25 della legge 99/09 la direzione Tariffe nella sostituzione di un contatore G4-G6 con tecnologia tradizionale a membrana sarebbe orientata a modificare il RTDG secondo il seguente schema:

Previsione tariffariaSostituzione con contatore di tipo:

Valore residuo

Nuovo investimento

tradizionale nonriconosciuto

non riconosciuto

teleletto non riconosciuto riconosciuto

Conseguentemente dal punto di vista tariffario risulterebbe azzerato il valore dei cespiti contatori aventi ancora vita utile

(15 anni).

Copertura degli investimenti in sistemi di telegestione 1/2

Il sistema tariffario prevede che i costi di capitale relativi investimenti in sistemi di telegestione siano coperti mediante una componente tariffaria calcolata in modo parametrico sulla base dei dati di bilancio al 31 dicembre 2006 e aggiornata in funzione del tasso medio di variazione degli investimenti rilevato in ciascun anno.

Essendo tali investimenti non presenti a livello iniziale nel bilancio 2006 rischiano di essere riconosciuti solo nella tasso di variazione medio degli investimenti dei prossimi anni.

A prescinde dall’effettivo investimento delle singole imprese il meccanismo corre quindi il rischio di non tenere conto delle specificitàdelle singole imprese essendo tali costi non funzionali al numero di PDR

Copertura degli investimenti in sistemi di telegestione 1/2

L’Autorità è intenzionata a proporre:

– Definire un aggiornamento del valore unitario delle immobilizzazioni materiali e immateriali che tenga conto dei costi per la telegestione.

– La modifica della regolazione è funzionale all’applicazione del metodo MEAV (costo standard).

– Riconoscimento subordinato al rispetto degli obiettivi di sostituzione.

La metodologia tariffaria dovrebbe consentire agli operatori elasticità di scelta circa le modalità organizzative per lo svolgimento del servizio ad esempio consentendo l’utilizzo di forme di investimento in outsourcing.

Copertura dei costi di esercizio di un PTZ

Attività Min. Mass.1 Verifica metrica biennale da parte dell’Ufficiale Metrico Provinciale: ha un

costo diretto (versamento in cc postale) di 126 Euro (a Brescia, ma può cambiare per Provincia, a Milano ad esempio supera i 200 Euro, mentre a Potenza è di 40 Euro). (*)

20 100

2 La sostituzione periodica delle batterie dell’apparecchiatura: negli attuali modelli vengono sostituite da 2 a 4 anni a seconda dell'utilizzo sia per lo strumento che per il data logger. Le batterie del PTZ costano 145 Euro, quelle del modem 55 euro, per un totale di 200 euro. Il costo annuo è quindi di circa

50 80

3 Costo del personale aziendale che presenzia alle verifiche periodiche in qualità di UTENTE METRICO 50 50

4 Costo delle verifiche metriche effettuate da riparatori metrici dotato di apposito Banco manotermometrico. Il costo con personale interno è probabilmente più basso ma sono poche le aziende strutturate in tal senso. L'onere riportato è quello riferito all'uso di imprese esterne (*)

100 150

5 Considerando i costi vari (danneggiamenti, furti delle sim, guasti) in una sola voce costi vari abbiamo stimato per anno per misuratore un importo di 6 6

6 Costo della Scheda telefonica SIM a bordo di ciascun impianto. I dati si riferiscono ad un area del Nord Italia e superiore a 2 Euro mese, comprensivo dei costi della comunicazione in GPRS e corrispondono ad un costo annuale di circa

25 35

7 Il dato rilevato dal campo va ovviamente gestito con una apposita piattaforma software, gli interventi manutentivi vanno schedulati così come le attività di gestione delle verifiche metrologiche. Questo comporta delle figure professionali che dovranno dedicare tempo per le attività, abbiamo stimato un costo di almeno per anno di

6 6

Costo annuo Euro 257 427

(*) con il nuovo Decreto del MSE sui controlli metrologici questi valori andranno rivisti

Costi di esercizio

L’Autorità intende procedere per:

- Individuare dei centri di costo incrementali;- Superare le incertezze dei costi sorgenti;- Mantenere il riferimento di un costo standard di settore;- Individuare un periodo transitorio per la definizione del costo

standard;- Fissare ex-ante un costo unitario riconosciuto;- Correggere ex-post il corrispettivo se lo scostamento supera

una franchigia definita;

Riflessione strategica ed organizzativa

Le Aziende di Distribuzione con la Delibera 155/08 si troveranno nelle necessità di modificare i propri paradigmi organizzativi inserendo nuove competenze e approcci operativi. La Misura costituisce un tema complesso e critico anche in relazione ai risvolti legali, fiscali connessi e quindi ci è la necessità di presidiare i processi. Presidio che riguarderà anche i sistemi informativi che dovranno non solo rilevare in campo il dato ma anche gestire migliaia di oggetti in termini di manutenzione ed operazioni amministrative.