La qualità erogata
Tramite le Società operative che gestiscono i servizi, Acea provvede a rinnovare o ampliare le infrastrutture (reti e impianti) e si adopera per ottimizzare i processi di gestione e rendere più efficaci e tempestivi i ripristini in caso di guasti, affinché la qualità finale dei servizi erogati sia in progressivo e costante miglioramento. Altrettanta cura viene dedicata ai processi che rendono più efficienti i canali di contatto con i clienti, anche implementando le opportunità offerte dall’era digitale, e la gestione degli aspetti commerciali.
Alcuni elementi di “qualità erogata” vengono misurati in base a parametri di riferimento stabiliti dalle Autorità di settore o indicati nei contratti di servizio e nelle convenzioni di gestione con gli enti locali:
- per il servizio di illuminazione pubblica, il contratto stipulato tra Acea e Roma Capitale regola anche i parametri qualitativi (standard di prestazione);
- gli standard di qualità tecnica e commerciale nell’area energia (sia per la distribuzione sia per la vendita) e per il settore idrico, sono stabiliti da un’unica Autorità nazionale: l’Autorità di regolazione Energia, Reti e Ambiente (ARERA) nonché, per il solo settore idrico, dalle Autorità locali.
Per quanto concerne quest’ultimo, dopo aver definito con la delibera 655/15 la regolazione della qualità contrattuale del servizio idrico integrato, stabilendo livelli specifici e generali di qualità contrattuale omogenei sul territorio nazionale, l’Autorità ha avviato, con la delibera 90/2017, un ulteriore procedimento per la regolazione della qualità tecnica dello stesso. Tale procedimento ha portato, a valle delle consultazioni, al provvedimento finale che introdotto, a partire dall’annualità 2018, la disciplina della “Regolazione della qualità tecnica del servizio integrato ovvero di ciascuno dei singoli servizi che lo compongono (RQTI)” (Delibera 917/2017/R/Idr). La nuova disciplina si articola su tre livelli: gli standard specifici (tutti attinenti profili di continuità del servizio) che identificano i parametri di performance da garantire nelle prestazioni erogate al singolo utente e il cui mancato rispetto prevede l’applicazione di indennizzi automatici; gli standard generali (suddivisi in macro-indicatori e indicatori semplici a questi correlati) che descrivono le condizioni tecniche di erogazione del servizio, e i prerequisiti, che rappresentano le condizioni che le gestioni devono soddisfare per essere ammesse al meccanismo incentivante (premi/penalità) associato agli standard generali. Mentre per gli standard specifici sono previsti standard unici nazionali, per i macro-indicatori è stata adottata una logica di gradualità e selettività, prevedendo obiettivi differenziati in funzione del livello di partenza di ciascun operatore. Dal 1° gennaio 2018 è entrato in vigore il nuovo sistema di indicatori alla base della qualità tecnica nonché il conseguente obbligo di monitoraggio sui dati. Dal 1° gennaio 2019 i gestori sono soggetti agli obblighi di registrazione e archiviazione dei dati come previsti nella Delibera mentre la prima quantificazione dei premi/penalità si avrà nel 2020 sulla base delle performance realizzate dai gestori negli anni 2018 e 2019.
Per il settore elettrico, a valle di quanto entrato in vigore nel 201635 (V periodo di regolazione 2016-2023), l’Autorità, in tema di qualità tecnica, con l’aiuto degli operatori, ha definito, con delibera 668/2018/R/eel, un meccanismo che prevede premi/penalità, per incentivare le imprese di distribuzione che investiranno in interventi volti a rendere la rete maggiormente resiliente alle sollecitazioni derivanti da eventi atmosferici severi. Il meccanismo produrrà i suoi effetti sugli interventi, aventi determinate caratteristiche, che risulteranno completati nel periodo 2019-2024. Le imprese di distribuzione potranno accedere al suddetto meccanismo anche per interventi, iniziati nel 2017 e presentati nei Piani di resilienza 2018-2020, purché completati nel 2019 o nel 2020. Con successivi provvedimenti l’Autorità completerà la regolazione armonizzando le metodologie di analisi del rischioche oggi vengono effettuate dalle imprese di distribuzione in totale autonomia.
[35] TIQE - Regolazione output-based dei servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica (Allegato A alla delibera 646/15/R/eel e s.m.i.); TIT - Disposizioni per l'erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione, TIME - Disposizioni per l'erogazione del servizio di misura e TIC - Condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione (Allegati A, B e C alla delibera 654/15/R/eel e s.m.i.).
L’Autorità sta inoltre valutando, sempre tramite il confronto con gli operatori, di definire un meccanismo incentivante a vantaggio di quei Condomini, che, attualmente alimentati da infrastrutture vetuste, permetteranno l’ammodernamento della rete di distribuzione.
Nell’anno, ARERA ha definito il meccanismo di reintegro degli oneri generali di sistema versati dai distributori alla Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) e al Gestore dei servizi energetici (GSE) permettendo così di ottenerne il reintegro.
Per quanto riguarda gli aspetti commerciali, ARERA ha dovuto armonizzare le previgenti norme regolatorie a seguito di alcune prescrizioni introdotte dalla legge n. 205/2017 (legge di bilancio 2018), quali, in ambito elettrico, la prescrizione biennale del diritto al corrispettivo per i consumi di energia elettrica e la fatturazione elettronica36.
L’Autorità ha introdotto37 le offerte PLACET (Prezzo Libero A Condizioni Equiparate di Tutela) che i venditori di elettricità e gas, dal gennaio 2018, devono offrire, ai clienti aventi diritto alla tutela, applicando condizioni contrattuali prefissate, ma a prezzi liberamente stabiliti, secondo una struttura chiara, comprensibile e comparabile ed ha fatto predisporre38 un Portale Offerte (www.arera.it/it/portaleofferte.htm, online da luglio 2018) attraverso il quale famiglie e piccole imprese possono cercare l'offerta più adatta alle loro esigenze.
Infine si segnala l’ulteriore slittamento al 1° luglio 2020 della fine del mercato di maggior tutela, inizialmente prevista per il 1° luglio 2019 e la delibera 639/2018/R/Com, con cui l’ARERA aggiorna alcuni parametri di calcolo del WACC per il periodo 2019-202139.
Al di là degli interventi di tipo regolatorio, già da molti anni i Sistemi di gestione certificati UNI EN ISO in base ai quali le Società operano, fondati, com’è noto, su una logica di miglioramento continuo, hanno contribuito ad accrescere la qualità dei servizi erogati (si veda anche L’identità aziendale, paragrafo I sistemi di gestione).
[36] Si veda la Delibera 712/2018/R/Com. Per approfondimenti si rinvia al sito dell’Autorità.
[37] Con Delibera 557/2017/R/Com.
[38] Con Delibera 51/2018/R/Com.
[39] Il WACC è il costo medio ponderato delle risorse attraverso le quali l’azienda si finanzia. Nel caso specifico è alla base del calcolo del tasso di remunerazione del capitale investito per i servizi infrastrutturali.
LA QUALITÀ NELL'ARIA ENERGIA
Areti gestisce il servizio di distribuzione elettrica a Roma e Formello. La società, titolare della concessione ministeriale, pianifica ed esegue gli interventi per l’ammodernamento e l’ampliamento delle infrastrutture, costituite da linee elettriche in alta, media e bassa tensione, da cabine primarie e secondarie, dai sistemi per il telecontrollo e la misura dell’energia prelevata e immessa in rete.
Le attività vengono svolte secondo procedure conformi ai Sistemi di Gestione QASE (Qualità, Ambiente, Sicurezza ed Energia), certificati secondo le norme UNI EN ISO e OHSAS.
Gli interventi sulle infrastrutture sono volti all’incremento della qualità del servizio erogato, anche tenendo conto degli obiettivi stabiliti dall’Autorità nazionale (ARERA), e dell’efficienza energetica delle reti; vengono attuati in conformità alla concessione, alla normativa di settore e alle esigenze del servizio, in particolare per la connessione di nuovi clienti correlata all’espansione urbana e all’incremento delle applicazioni dell’energia elettrica.
I Piani Regolatori delle reti AT, MT e BT rappresentano lo strumento operativo per lo sviluppo integrato delle reti elettriche; essi mirano, tra l’altro, a realizzare una configurazione di rete adeguata e abilitante per gli scenari futuri in ottica smart city: generazione distribuita, mobilità elettrica, sistemi di storage, coinvolgimento dell’utente finale, connettività.
Nell’ambito della progressiva attuazione dei Piani Regolatori MT e BT, gli interventi di Areti prevedono la costruzione di nuove dorsali volte a razionalizzare e potenziare le reti e, contestualmente, ad attuare il cambio tensione da 8,4 kV a 20 kV sulla rete MT e da 230 V a 400 V sulla rete BT. Tali interventi generano sensibili benefici sulla capacità di trasporto, che garantisce margine di potenza residua per nuove connessioni, e sulla riduzione delle perdite di energia e delle cadute di tensione sulle reti MT e BT.
Le attività di gestione e sviluppo delle infrastrutture svolte nel 2018 riguardano interventi di costruzione, ampliamento, trasformazione, ammodernamento, potenziamento, dismissione - e conseguente contenimento degli impatti ambientali, in specifiche aree -, misura, protezione, manutenzione ordinaria e straordinaria sulle cabine primarie e secondarie, sulle linee in alta tensione (AT), nonché sulle reti in bassa e media tensione (BT ed MT). I lavori sono funzionali alla capillare distribuzione dell’energia elettrica e al miglioramento del servizio, soprattutto in termini di disponibilità e continuità dell’erogazione.
I principali interventi realizzati nel 2018 sono riportati nel box dedicato.
I principali interventi 2018 per la gestione e lo sviluppo di reti e cabine elettriche
linee AT | Nel 2018 si sono concluse le attività di demolizione della linea aerea 150 kV Cassia-Roma Nord, per un totale di 9,8 km e 39 sostegni, ed è stata avviata la demolizione della linea aerea 150 kV Flaminia 2 – Smistamento Est 2 per un totale di 22,58 km e 74 sostegni. Sempre nel 2018 si è conclusa la costruzione della linea aerea 150 kV Roma Nord - San Basilio, relativamente al tratto da adeguare per una lunghezza di 5,5 km e 18 sostegni, si è conclusa la sostituzione del cavo 150 kV Belsito - Tor di Quinto (3,6 km) ed è stata avviata, e quasi conclusa, la sostituzione del cavo 150 kV Monte Mario - Belsito (3,6 km). Infine è stata avviata la realizzazione del nuovo tratto della linea aerea 150 kV Roma Nord - San Basilio per un totale di 4,08 km e 21 sostegni. Si sono svolte attività di adeguamento, ampliamento e ricostruzione di 9 cabine primarie. È stata avviata l’installazione del sistema Petersen, che ha rilevanti effetti positivi sulla riduzione dei guasti nella rete, presso la cabina primaria Nomentano. Si sono svolte, infine: le attività di manutenzione ordinaria e straordinaria sulle apparecchiature delle cabine primarie e, in particolare, su 111 interruttori AT; la manutenzione programmata su 799 interruttori MT; la revisione di 10 variatori sotto carico di trasformatori di potenza. Sono stati sostituiti 36 trasformatori di tensione AT e 6 trasformatori di corrente AT. |
protezione | Sono stati effettuati interventi per predisporre, tarare e mettere in esercizio sistemi di protezione elettrica per 47 nuovi stalli linea MT e interventi sulle protezioni elettriche presenti nelle cabine primarie, finalizzati alla verifica delle funzionalità (58 montanti AT, 291 montanti MT e 29 trasformatori AT/MT e MT/MT). Sono state eseguite misure della resistenza di terra presso 3.201 cabine secondarie e misure delle tensioni di passo e contatto e della resistenza totale di terra presso 26 cabine primarie e 51 cabine secondarie. |
linee MT e BT
| Per l’ammodernamento e il potenziamento della rete, in graduale trasformazione da 8,4 kV a 20 kV, nel 2018 sono stati messi in opera circa 231 km di cavo MT a 20 kV (217 km per rifacimento e 14 km per ampliamento). Nell’ambito della manutenzione straordinaria, sono state eseguite ispezioni eliportate per una estensione delle linee aeree MT pari a 444 km, ciò ha consentito la messa in atto di interventi puntuali di sostituzione di apparecchiature, sostegni, conduttori e quanto altro necessario per la conservazione ed il mantenimento della funzionalità degli impianti. Tra ampliamenti e rifacimenti volti a sostituire parti vetuste o a potenziare parti insufficienti, sono stati messi in opera circa 377 km di cavo BT, di cui 65 km per ampliamento rete, mentre, per i restanti 312 km, gli interventi di rifacimento si sono svolti nell’ambito del programma di ammodernamento complessivo della rete BT, propedeutico al successivo cambio tensione sulla rete BT, da 230 V a 400 V. |
cabine
| Sono state realizzate o ampliate 130 cabine secondarie, per soddisfare le domande di nuove connessioni alle reti e relative ad aumenti di potenza di clienti già connessi. Sono state ricostruite (in tutto o in parte) 1.010 cabine in esercizio, per adeguarle alla tensione 20 kV, predisporle al telecontrollo o rinnovarne le apparecchiature. Inoltre, sulle cabine secondarie sono stati eseguiti 642 interventi di manutenzione straordinaria, e 3.410 ispezioni per verificare lo stato di conservazione e funzionalità delle apparecchiature e dei locali e dar corso ai necessari relativi interventi di manutenzione ordinaria. Il telecontrollo è stato esteso ad ulteriori 374 cabine secondarie e 141 recloser, arrivando, al 31/12/2018, a 6.876 nodi MT telecontrollati. Sono stati svolti, infine, 5.518 interventi manutentivi (su TLC e Recloser). |
Continuità di servizio: I sistemi centrali per il telecontrollo
Nel 2018 è stata completata la trasformazione del preesistente servizio di Disaster Recovery. Gli interventi effettuati, che hanno portato rilevanti miglioramenti nella riduzione delle perdite di rete e dei tempi di inattività in caso di evento disastroso, sono stati incentrati su tre ambiti:
Business continuity – il sistema di telecontrollo della rete elettrica è dislocato su due nodi geograficamente distanti sul territorio urbano, connessi da un collegamento in fibra ottica ad alta velocità e bassa latenza. Rispetto alla precedente architettura di riattivazione del servizio, in caso di evento disastroso – Disaster recovery – che avrebbe comportato comunque alcune ore di disservizio, oggi, grazie agli interventi effettuati nell’anno, il sistema è stato evoluto ed è in grado di assicurare la continuità del servizio di telecontrollo – Business Continuity – anche a fronte di un fault parziale o totale di uno dei due nodi di cui è costituito.
Network management System – le reti di telecomunicazioni a supporto del telecontrollo della rete elettrica sono costituite da diverse sottoreti realizzate, negli anni, con differenti tecnologie e monitorate da sistemi un tempo non integrati. Areti, già da alcuni anni, aveva avviato il progetto “Network management system” per l’evoluzione del sistema di gestione delle reti. Nel 2018 è stato completato lo sviluppo ed è entrato in esercizio il primo Network management system in grado di fornire un servizio real-time di diagnostica e individuazione automatica dell’apparato di telecomunicazione guasto sulla rete, monitorandone le diverse porzioni in modo integrato.
Scalatura/normalizzazione delle architetture in ambito network e security – nel corso dell’anno sono proseguite le attività anche in questo specifico ambito volto a proteggere i sistemi da attacchi esterni.
Areti sviluppa diversi progetti, anche in sinergia con altri soggetti industriali, che prevedono attività di ricerca e applicazione di tecnologia innovativa, considerando altresì le iniziative proposte dagli enti istituzionali nazionali e le opportunità offerte dalla Comunità Europea. In particolare, negli ambiti delle “reti intelligenti” – smart grid -, dei sistemi di gestione avanzata delle reti (automazione e digitalizzazione), della resilienza delle stesse, dello storage distribuito (sistemi di accumulo) e delle “smart city” (ad esempio con interventi sulle infrastrutture della pubblica illuminazione) (si rinvia, per maggiori informazioni, al capitolo Istituzioni e Impresa).
Nel corso del 2018, ad esempio, sono state completate le implementazioni sui sistemi aziendali degli algoritmi per il calcolo delle metriche di resilienza. Tali algoritmi permettono di classificare in modo dinamico ciascun ramo e nodo della rete elettrica in alta e media tensione in funzione del rischio per la continuità del servizio. Il rischio viene stimato sulla base dell’impatto che si determinerebbe a fronte di un guasto e di un indice di tasso di guasto dell’elemento stesso. Anche nell’ambito delle “perdite di rete” è in corso un progetto che si è posto l’'obiettivo di definire algoritmi specifici volti a misurare/stimare le perdite di rete in bassa tensione, a partire dalle misure in cabina secondaria, dalle misure di consumo dei clienti e dalla topologia di rete.
Ancora, a titolo esemplificativo, per l’impatto che tali progetti innovativi potranno avere sui clienti e sulla collettività, si citano, in questa sede (e rinviando anche al paragrafo dedicato all’innovazione nel capitolo Istituzioni e impresa) il “progetto autoparco”, che prevede la realizzazione di un autoparco di ricarica di veicoli elettrici, dotato di impianto fotovoltaico e sistema di accumulo, al fine di sperimentare anche funzionalità di gestione di prosumer; il “progetto blockchain”, che sfruttando la tecnologia in grado di registrare scambi e informazioni in modo sicuro e permanente, senza necessità di intermediari o terze parti che intervengano a garanzia dei dati condivisi, si pone l’obiettivo di verificare la fattibilità di un sistema in grado di certificare gli scambi energetici tra produttore-storage-consumer e assegnare loro penalità o premialità a seconda degli effetti che questi inducono sulla rete in termini di sfasamento e tensione; il “progetto luce+”, che ha previsto la realizzazione di un prototipo di palo di illuminazione pubblica intelligente, in grado di gestire una serie di sensori e funzionalità propri del servizio di illuminazione pubblica, ma anche di fornire servizi utili al distributore elettrico (ad esempio. modem integrati, ecc.) e a terzi (ad esempio sensori ambientali, videoanalisi, ecc.); infine, si segnala anche la prosecuzione del “progetto drone”, avviato nel 2017, grazie al quale è stato realizzato un sistema aeromobile a pilotaggio remoto atto alla verifica periodica dello stato delle linee aeree di trasporto di energia elettrica gestite da Areti, il progetto proseguirà, con lo sviluppo di un “drone terrestre”.
In ambito “fibra ottica”, nel corso del 2018 sono state completate le attività di posa fibra ottica acquisita in IRU da Telecom e Wind per la creazione di una rete primaria tra impianti di trasformazione AT/MT, funzionali all’integrazione dei servizi presenti e futuri in cabina primaria.
Sul tema contatori digitali e sistemi di smart metering, nel 2018 Areti ha completato gli approfondimenti tecnici legati allo sviluppo e al consolidamento dei nuovi standard e le prove sperimentali in campo, avviate nel 2016, sui prodotti dei principali costruttori di contatori, dotati di tecnologie avanzate. È stato, di conseguenza, avviato un gruppo di lavoro per la definizione delle specifiche tecniche, che ha portato a fine 2018 al completamento della predisposizione della documentazione necessaria per l’espletamento di una gara ad evidenza pubblica (tramite dialogo competitivo) per la fornitura del sistema di contatori elettronici 2G.
Nell’anno è stato anche completato lo sviluppo di un concentratore multiservizio per i contatori elettronici, entrato in esercizio al termine delle necessarie prove e dei collaudi. Si tratta di un apparato modulare, costituito da un’unità centrale di controllo ed elaborazione e una o più unità aggiuntive ognuna dedicata a un servizio specifico (elettrico, idrico, ecc.).
Le attività sugli sviluppi della misura multiservizio, per la sperimentazione di tecnologie polifunzionali di telelettura, applicabili a più settori, sono proseguite: Areti ha sviluppato, per Acea Ato 2, il dispositivo di telelettura di contatori idrici (dotati di lancia-impulsi) con tecnologia NB-IoT, che si è andato ad aggiungere alla versione precedente in tecnologia GPRS. Il progetto si è concluso ed è passato alla fase di esercizio in campo; la soluzione individuata ha portato, in marzo 2018, al deposito di brevetto per invenzione industriale.
È infine proseguita, come ogni anno, l’installazione dei contatori digitali in telegestione presso le utenze attive in bassa tensione, per un totale, al 31/12/2018, di 1.613.050 misuratori installati, pari al 99,68% del totale dei misuratori BT.
I livelli di qualità regolamentati dall' ARERA nel settore elettrico
I parametri di qualità del servizio elettrico - commerciali (preventivi, lavori, attivazione/disattivazione della fornitura, risposte a reclami) e tecnici (continuità dell’erogazione) - sono definiti a livello nazionale dall’Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA), che li rivede periodicamente, introducendo, in maniera graduale, standard più stringenti.
Dal 2016 si è avviato il nuovo ciclo di regolazione sulla qualità dei servizi di distribuzione, misura e trasmissione per il V periodo di regolazione 2016-2023.
Tale sistema regolatorio prevede indennizzi da erogare ai clienti in caso di mancato rispetto di alcuni standard di qualità e un sistema di penali/premi per il gestore del servizio, al fine di spronare gli esercenti al miglioramento continuo delle prestazioni.
Gli aspetti di qualità commerciale del servizio sono articolati in livelli “specifici” e livelli “generali”40, sia per le attività in capo al distributore di energia elettrica (differenziate per le forniture in bassa e in media tensione) sia per quelle del venditore (si vedano le tabelle nn. 13, 14 e 15). Un parametro qualitativo, inoltre, regola la tempestività nella comunicazione dei dati tecnici tra il distributore e il venditore di energia (tabella n. 13). Ogni anno Acea fa pervenire all’ARERA i risultati conseguiti, che vengono sottoposti a verifica e li comunica, come prescritto, ai propri clienti, allegandoli ad un invio di bolletta.
Riguardo le performance 2018 di qualità commerciale, relative alla distribuzione e misura dell’energia elettrica, si presentano in questa sede dati stimati, che potranno differire da quelli trasmessi all’Autorità (ARERA) nei tempi da essa definiti.
[40] Gli “standard specifici di qualità” sono definiti come tempo massimo entro cui chi fornisce il servizio deve effettuare una determinata prestazione e prevedono, in caso di scostamenti, l’erogazione di indennizzi automatici ai clienti; gli “standard generali di qualità” sono definiti come percentuale minima di prestazioni effettuate entro un tempo massimo.
Per quanto concerne i livelli “specifici” di qualità commerciale, sia per le forniture in bassa tensione a clienti domestici e non domestici sia per le forniture in media tensione, si registra, in molti casi, un lieve miglioramento delle performance. Riguardo i livelli “generali”, relativi alle risposte ai reclami scritti/richieste di informazioni, si rileva un sostanziale miglioramento delle performance rispetto al 2017 (si veda la tabella n. 13).
Il sistema prevede indennizzi automatici ai clienti41, erogati in caso di mancato rispetto dei livelli “specifici” di qualità, a partire da un importo base42, che può raddoppiare (in caso di esecuzione delle attività in un tempo tra il doppio e il triplo dello standard) o triplicare (per esecuzione in un tempo triplo dello standard).
Per Acea Energia, il 2017 è stato l’anno di start up di un nuovo sistema informativo, implementato allo scopo di sviluppare e migliorare le performance legate ai canali di contatto con i clienti; il sistema ha avuto le usuali necessità di messa a punto che avevano influito sulle performance. Nel 2018 si sono cominciati a manifestare i primi miglioramenti con più elevate percentuali di rispetto degli standard stabiliti dall’ARERA, per alcune prestazioni: ad esempio, tra i livelli specifici di qualità commerciale, le rettifiche di fatturazione sul mercato tutelato e la risposta motivata a reclami scritti sul mercato libero; migliorano anche le percentuali di prestazioni eseguite entro il tempo massimo, imposte dai livelli generali di qualità (si veda la tabella n. 14).
L’Autorità definisce e aggiorna anche i parametri di riferimento della qualità “tecnica” del servizio43, relativa alla continuità dell’erogazione dell’energia elettrica, prevedendo un sistema incentivante per il gestore (premi e penali) e indennizzi ai clienti.
Si evidenzia che gli indicatori di continuità forniti, relativi all’esercizio 2018, non sono quelli comunicati all’ARERA bensì la migliore stima possibile al momento della pubblicazione del presente documento44.
Con riferimento alla durata delle interruzioni e al numero delle interruzioni per utenti BT, i primi dati disponibili riguardo l’esercizio 2018 e rappresentati in tabella n. 15 indicano una flessione dei risultati rispetto al 2017.
Sono sottoposte a regolazione anche le interruzioni, originate a qualunque livello di tensione del sistema elettrico, per gli utenti in MT. Il sistema regolatorio prevede indennizzi automatici agli utenti di media tensione muniti di una certificazione di adeguatezza dei loro impianti45 in caso di interruzioni nell’erogazione di energia elettrica in numero superiore ad uno standard definito.
[41] L’indennizzo, secondo le disposizioni dell’Autorità, è corrisposto al cliente, portandolo in detrazione in bolletta o procedendo all’emissione di assegno, entro 30 giorni dalla data di esecuzione della prestazione richiesta o, al più tardi, dal triplo del tempo dello standard, esclusi gli indennizzi automatici per il mancato rispetto della fascia di puntualità degli appuntamenti, per i quali il termine decorre dalla data dell’appuntamento.
[42] L’importo, attualmente definito dall’Autorità, parte da una base di 35 euro per i clienti in bassa tensione usi domestici; 70 euro per i clienti in bassa tensione usi non domestici e di 140 euro per i clienti in media tensione.
[43] Delibera 654/15/R/eel.
[44] I dati del 2018 sono la migliore stima disponibile al momento della pubblicazione, i dati certificati saranno resi pubblici dall’Autorità e consultabili sul sito web www.arera.it.
[45] Per avere diritto agli indennizzi, i clienti di media tensione devono dimostrare di aver installato nei propri impianti apparecchi di protezione in grado di evitare che eventuali interruzioni provocate da guasti all'interno dei propri impianti di utenza si riverberino sulla rete, arrecando danni ad altri clienti connessi nelle vicinanze. Inoltre, per avere accesso agli indennizzi i clienti devono aver fatto pervenire all’azienda distributrice una dichiarazione di adeguatezza degli impianti rilasciata da soggetti aventi specifici requisiti tecnico-professionali. Laddove i clienti non abbiano i requisiti per aver diritto all’indennizzo, l’importo dell’indennizzo diventa una penale che il Distributore è tenuto a conferire alla Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali.
Sia per gli utenti BT che per gli utenti MT, inoltre, sono sottoposte a regolazione le interruzioni prolungate o estese, ossia le interruzioni del servizio la cui durata si prolunghi oltre standard stabiliti. In questi casi è previsto che l’esercente versi una penale, calcolata in base al numero di utenti BT disalimentati per interruzioni dovute ad “altre cause”, al Fondo eventi eccezionali istituito presso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali. Il distributore versa altresì un indennizzo automatico ai clienti che hanno subito l’interruzione.
Tabella n. 13 - INDICATORI SOCIALI: LIVELLI SPECIFICI E GENERALI DI QUALITÀ COMMERCIALE - DISTRIBUZIONE ENERGIA (2017-2018) - (parametri ARERA e performance di Areti - 2017: dati comunicati all'ARERA; 2018: dati stimati)
| DISTRIBUZIONE ENERGIA | ||||||||
| LIVELLI SPECIFICI DI QUALITÀ COMMERCIALE | ||||||||
| PRESTAZIONI | PARAMETRI ARERA - tempo max. entro cui eseguire la prestazione | tempo medio effettivo di esecuzione prestazioni | percentuale di rispetto tempo max. | tempo medio effettivo di esecuzione prestazioni | percentuale di rispetto tempo max. | |||
| 2017 | 2018 | |||||||
| FORNITURE IN BASSA TENSIONE (BT) | ||||||||
| CLIENTI DOMESTICI | PERFORMANCE ARETI | |||||||
| preventivi per lavori su reti BT (connessioni ordinarie) | 15 gg. lav. | 8,97 | 93,26% | 7,17 | 96,89% | |||
| esecuzione di lavori semplici (connessioni ordinarie) | 10 gg. lav. | 8,97 | 84,96% | 8,05 | 86,12% | |||
| esecuzione di lavori complessi | 50 gg. lav. | 26,49 | 83,48% | 16,08 | 94,51% | |||
| attivazione della fornitura | 5 gg. lav. | 2,26 | 94,61% | 1,82 | 96,69% | |||
| disattivazione fornitura su richiesta cliente | 5 gg. lav. | 1,29 | 97,48% | 1,18 | 98,72 | |||
| riattivazione in seguito a sospensione per morosità | 1 g. feriale | 0,10 | 99,19% | 0,15 | 99,16% | |||
| ripristino fornitura in seguito a guasto del gruppo di misura (richieste pervenute in gg. lavorativi dalle 8.00 alle 18.00) | 3 ore | 2,24 | 82,56% | 2,29 | 80,83% | |||
| ripristino fornitura in seguito a guasto del gruppo di misura (richieste pervenute in gg. lavorativi dalle 8.00 alle 18.00) | 4 ore | 2,34 | 89,88% | 2,49 | 89,52% | |||
| comunicazione esito verifica del gruppo di misura (contatore), su richiesta cliente | 15 gg. lav. | 10,54 | 92,08% | 12,62 | 93,07% | |||
| comunicazione esito verifica della tensione di fornitura, su richiesta cliente | 20 gg. lav. | / | / | / | / | |||
| fascia massima di puntualità per gli appuntamenti con il cliente | 2 ore | n.a. | 84,61% | n.a | 88,16% | |||
| sostituzione gruppo di misura guasto | 15 gg. lav. | 49,93 | 41,38% | 71,96 | 21,69% | |||
| ripristino della corretta tensione di fornitura | 50 gg. lav. | / | / | / | / | |||
| preventivi per lavori su reti BT (connessioni temporanee) | 10 gg. lav. | / | / | / | / | |||
| esecuzioni di lavori semplici (connessioni temporanee entro i 40 kW) | 5 gg. lav. | / | / | / | / | |||
| esecuzione di lavori semplici (connessioni temporanee oltre i 40 kW) | 10 gg. lav. | / | / | / | / | |||
| CLIENTI NON DOMESTICI | PERFORMANCE ARETI | |||||||
| preventivi per lavori su reti BT (connessioni ordinarie) | 15 gg. lav. | 8,27 | 94,31% | 7,33 | 96,44% | |||
| esecuzione di lavori semplici (connessioni ordinarie) | 10 gg. lav. | 8,63 | 86,04% | 7,74 | 87,44% | |||
| esecuzione di lavori complessi | 50 gg. lav. | 20,02 | 89,64% | 16,31 | 94,81% | |||
| attivazione della fornitura | 5 gg. lav. | 2,86 | 92,78% | 2,13 | 95,73% | |||
| disattivazione fornitura su richiesta cliente | 5 gg. lav. | 2,26 | 96,25 | 7,78 | 94,66% | |||
| riattivazione in seguito a sospensione per morosità grave | 1g. feriale | 0,14 | 99,08% | 0,20 | 98,86% | |||
| ripristino fornitura in seguito a guasto del gruppo di misura (richieste pervenute in gg. lavorativi dalle 8.00 alle 18.00 | 3 ore | 2,36 | 80,21% | 2,72 | 76,67% | |||
| ripristino fornitura in seguito a guasto del gruppo di misura (richieste pervenute in gg. non lavorativi o dalle 18.00 alle 8.00) | 4 ore | 2,34 | 88,91% | 2,53 | 88,99% | |||
| comunicazione esito verifica del gruppo di misura (contatore), su richiesta cliente | 15 gg. lav. | 10,52 | 90,98% | 11,83 | 92,28% | |||
| comunicazione esito verifica della tensione di fornitura, su richiesta cliente | 20 gg. lav. | 21,00 | 0% | 21,50 | 50,00% | |||
| fascia massima di puntualità per gli appuntamenti con il cliente | 2 ore | n.a. | 90,12% | n.a. | 90,84% | |||
| sostituzione gruppo di misura guasto | 15 gg. lav. | 37,89 | 44,44% | 59,91 | 34,78% | |||
| ripristino della corretta tensione fornitura | 50 gg. lav. | / | / | / | / | |||
| preventivi per lavori su reti BT (connessioni temporanee) | 10 gg. lav. | 4,77 | 95,26% | 3,79 | 97,55% | |||
| esecuzione di lavori semplici (connessioni temporanee entro i 40 kW) | 5 gg. lav. | 3,81 | 92,08% | 3,07 | 94,88% | |||
| esecuzione di lavori semplici (connessioni temporanee oltre i 40 kW) | 10 gg. lav. | 4,09 | 96,47% | 4,54 | 96,61% | |||
| FORNITURE IN MEDIA TENSIONE (MT) | ||||||||
| CLIENTI FINALI | PERFORMANCE ARETI | |||||||
| preventivi per lavori su reti MT | 10 gg. lav. | 41,84 | 65,57% | 18,64 | 83, 08% | |||
| esecuzione di lavori semplici | 20 gg. lav. | 23,71 | 85,71% | 5,27 | 100,00% | |||
| esecuzione di lavori complessi | 50 gg. lav. | 48,64 | 78,57% | 16,67 | 95,83% | |||
| attivazione della fornitura | 5 gg. lav. | 5,50 | 77,78% | 7,13 | 60,00% | |||
| disattivazione della fornitura su richiesta | 7 gg. lav. | 20,04 | 57,69% | 29,70 | 64,52% | |||
| riattivazione in seguito a sospenzione per morosità | 1 g. feriale | 2,89 | 55,56% | 1,52 | 82,35% | |||
| comunicazione esito verifica gruppo di misura su richiesta cliente | 15 gg. lav. | 8,55 | 90,91% | 6,37 | 100,00% | |||
| comunicazione esito verifica della tensione di fornitura, su richiesta | 20 gg. lav. | / | / | 16 | 100,00 | |||
| fascia massima di puntualità per gli appuntamenti con il cliente | 2 ore | n.a. | 90,18% | n.a. | 82,29% | |||
| sostituzione gruppo di misura guasto | 15 gg. lav. | / | / | / | / | |||
| ripristino dell corretta tensione di fornitura | 50 gg. lav. | / | / | / | / | |||
| COMUNICAZIONE DATI TECNICI DAL DISTRIBUTORE AL VENDITORE | ||||||||
| dati tecnici (acquisibili con lettura di un gruppo di misura) | 10 gg. lav. dal ricevimento della richiesta | 11,20 | 82,86% | 69,48 | 58,07% | |||
| dati tecnici (non acquisibili con lettura di un gruppo di misura) | 15 gg. lav. dal ricevimento della richiesta | 63,47 | 29,96% | 21,23 | 86,99% | |||
| LIVELLI GENERALI DI QUALITA' COMMERCIALE | ||||||||
| PRESTAZIONI | PARAMETRI ARERA - tempo max. entro cui eseguire la prestazione | tempo medio effettivo di esecuzione prestazioni | percentuale di rispetto tempo max | tempo medio effettivo di esecuzione prestazioni | percentuale di rispetto tempo max. | |||
| FORNITURE IN BASSA TENSIONE (BT) | ||||||||
| CLIENTI DOMESTICI | PERFORMANCE ARETI | |||||||
| risposta a reclami scritti/richieste informazioni scritte per l'attività di distribuzione | 95% entro 30 gg. solari | 59,14 | 43,88% | 39,00 | 76,00% | |||
| risposta a reclami scritti/richieste informazioni scritte per attività di misura | 95% entro 30 gg. solari | 43,00 | 61,22% | 25,00 | 81,00% | |||
| CLIENTI NON DOMESTICI | PERFORMANCE ARETI | |||||||
| risposta a reclami scritti/richieste informazioni scritte per l'attività di distribuzione | 95% entro 30 gg. solari | 47,67 | 67,12 | 35,00 | 72,00 | |||
| risposta a reclami scritti/richieste informazioni scritte per attività di misura | 95% entro 30 gg. solari | 79,11 | 33,33% | 28,00 | 73,00% | |||
Tabella n. 14 - INDICATORI SOCIALI: LIVELLI SPECIFICI E GENERALI DI QUALITÀ COMMERCIALE - VENDITA ENERGIA (2017-2018) - (parametri ARERA e performance di Acea Energia - dati comunicati all'ARERA)
| VENDITA ENERGIA | |||
| LIVELLI SPECIFICI DI QUALITA' COMMERCIALE* | |||
| PRESTAZIONI | PARAMETRI ARERA tempo max. entro cui eseguire la prestazione | percentuale di rispetto tempo max | percentuale di rispetto tempo max |
| 2017 | 2018 | ||
| SERVIZI IN MAGGIOR TUTELA | PERFORMANCE ACEA ENERGIA | ||
| rettifiche di fatturazione | 90 gg. solari | 69,2% | 80,0% |
| rettifiche di doppia fatturazione | 20 gg. solari | / | 100,00% |
| risposta motivata a reclami scritti | 40 gg. solari | 76,3% | 75,6% |
| MERCATO LIBERO | PERFORMANCE ACEA ENERGIA | ||
| rettifiche di fatturazione | 90 gg. solari | 86,7% | 60,0% |
| rettifiche di doppia fatturazione | 20 gg. solari | 100,0% | / |
| risposta motivata a reclami scritti | 40 gg. solari | 77,6& | 85,5% |
| LIVELLI SPECIFICI DI QUALITA' COMMERCIALE | |||
| SERVIZI IN MAGGIOR TUTELA | PERFORMANCE ACEA ENERGIA | ||
| risposta a richieste scritte di informazioni | 95% entro 30 gg. solari | 97,1% | 99,9% |
| MERCATO LIBERO | PERFORMANCE ACEA ENERGIA | ||
| risposta a richieste scritte di informazioni | 95% entro 30 gg. solari | 97,1% | 98,8% |
(*) I clienti del servizio in maggior tutela (prevalentemente clienti domestici e piccole imprese) in caso di mancato rispetto degli standard ricevono un indennizzo automatico base di 20 euro. Il simbolo “/” è usato quando non ci sono state richieste di prestazioni nell’anno
Tabella n. 15 - INDICATORI SOCIALI: DATI DI CONTINUITÀ DEL SERVIZIO – DISTRIBUZIONE ENERGIA (2016-2018) - (parametri ARERA e performance di Areti - 2016-2017: dati certificati dall'ARERA; 2018: dati provvisori stimati)
| DISTRIBUZIONE ENERGIA - INDICATORI DI CONTINUITA' - CLIENTI BT | |||||
| DURATA INTERRUZIONI E VARIAZIONI PERCENTUALI | |||||
| PRESTAZIONI | durata cumulata media interruzioni senza preavviso lunghe di responsabilità dell'esercente per cliente BT l'anno (minuti) | variazioni percentuali | |||
| 2016 | 2017 | 2018 | 2018 vs. 2016 | 2018 vs. 2017 | |
| alta concentrazione | 27,88 | 34,93 | 43,7 | 57 | 25% |
| media concentrazione | 31,46 | 39,51 | 51,4 | 63% | 30% |
| bassa concentrazione | 45,76 | 53,63 | 54,4 | 19% | 1% |
| N. MEDIO INTERRUZIONI E VARIAZIONI PERCENTUALI * | |||||
| PRESTAZIONI | n. medio interruzioni senza preavviso di responsabilità grave dell'esercente per cliente BT l'anno | percentuale di miglioramento | |||
| alta concentrazione | 1,42 | 1,78 | 1,99 | 40% | 12% |
| media concentrazione | 1,67 | 1,92 | 2,22 | 33% | 16% |
| bassa concentrazione | 2,51 | 2,57 | 3,01 | 20% | 17% |
(*) Il numero medio annuo delle interruzioni per cliente in bassa tensione prende in considerazione sia le interruzioni lunghe (> 3 minuti) che quelle brevi (≤ 3 minuti ma superiori ad 1 secondo).
NB Le tre aree territoriali sono definite in base al grado di concentrazione della popolazione residente: con più di 50.000 abitanti è “alta concentrazione”; tra 5.000 e 50.000 abitanti è “media concentrazione”; con meno di 5.000 abitanti è “bassa concentrazione".
La qualità nell'aria illuminazione pubblica
La società Areti46 nel 2018 ha gestito, tramite un’Unità dedicata, gli interventi sulle infrastrutture di illuminazione pubblica funzionale e artistico monumentale di Roma e Formello, per oltre 199.700 punti luce dislocati su un territorio con un’estensione di circa 1.300 km2 (pari a circa 7 volte quello di Milano), in virtù del Contratto di servizio47 stipulato tra Acea SpA e Roma Capitale.
La Società presidia le attività di progettazione, costruzione, esercizio, manutenzione e ristrutturazione delle reti e degli impianti di illuminazione ed opera nel rispetto di procedure conformi ai Sistemi di Gestione QASE (Qualità, Ambiente, Sicurezza ed Energia), certificati secondo le norme UNI EN ISO e OHSAS.
Gli interventi vengono programmati mettendo in sinergia le competenze direttive e tecniche presenti in azienda con le indicazioni dei Dipartimenti della pubblica amministrazione locale e delle Sovrintendenze, preposti a seguire le nuove urbanizzazioni, i progetti di riqualificazione e i beni culturali. Al di là del servizio svolto per Roma Capitale, le competenze sulla pubblica illuminazione vengono rese disponibili anche verso altri soggetti interessati.
[46] Areti SpA, che gestisce la distribuzione dell’energia a Roma e Formello, a partire dal dicembre 2016 ha assorbito le attività di Acea Illuminazione Pubblica SpA, in recepimento del progetto di scissione parziale proporzionale di quest’ultima. Pertanto la società Acea Illuminazione Pubblica non è inclusa nel perimetro di rendicontazione del presente documento.
[47] Con Delibera della Giunta Comunale di Roma n. 130 del 22 dicembre 2010, in merito all’Adeguamento del Contratto di Servizio tra Roma Capitale ed Acea SpA, successivamente stipulato il 15 marzo 2011, il rapporto contrattuale è stato rinnovato fino al 31.12.2027.
Tabella n. 16 – I NUMERI DELL’ILLUMINAZIONE PUBBLICA A ROMA (2018)
| punti luce (n.) p. luce artistico monumentale (n.) | 199.783 (+ 0,4% rispetto al 2017) circa 9.900 |
| lampade (n.) | 225.619 (+0,5% rispetto al 2017) |
| rete elettrica MT e BT (km) | 7.981 (+ 0,3% rispetto al 2017) |
È da segnalare che, sebbene negli anni aumenti il numero di lampade installate, continuano a diminuire la potenza complessiva del parco lampade, che è passata da 32,64 MW del 2016 a 17,83 MW del 2018, ed i consumi (quasi dimezzati tra il 2016 e il 2018) mentre aumenta il rendimento medio per lampada; ciò anche grazie alla trasformazione degli impianti intervenuta gli ultimi anni: nel 2018 sul totale di 225.619 lampade, 191.200, pari a circa l’85% del totale, sono a tecnologia LED (si veda anche il Bilancio ambientale).
Tra i principali interventi di illuminazione pubblica, effettuati nell’anno, in ambito funzionale e artistico monumentale, si evidenziano la progressiva implementazione del “Piano LED per la Capitale”, che ha portato all’installazione complessiva, al 31.12.2018, di oltre 170.000 corpi illuminanti, con benefici in termini di risparmio energetico e riduzione degli effetti di dispersione del flusso luminoso. Nello stesso ambito, verso la fine del 2017, l’Amministrazione comunale aveva approvato il piano di trasformazione a LED delle gallerie che ha consentito, nel corso del 2018, di realizzare sino a completamento gli interventi presso le gallerie Corso Italia, Lungotevere Arnaldo da Brescia, Lungotevere Michelangelo, via di Tor Vergata, viale Oxford e, in via sperimentale, la trasformazione a LED del primo tratto (circa 1,6 km) della galleria Giovanni XXIII (si veda il box dedicato). Nell’ambito delle opere stradali connesse alla Stazione Tiburtina, Acea, che aveva già preso in carico l’impianto di illuminazione funzionale della Nuova Circonvallazione Interna (NCI), realizzato da RFI, ha ammodernato gli impianti, sostituendo le lampade del tipo al Sodio Alta Pressione con corpi illuminanti a LED (circa 1.350 apparecchi).
È stata inoltre realizzata la nuova illuminazione a LED della piazza del Campidoglio, delle fontane delle Naiadi, del Gianicolo e del Mosè (si veda il box di approfondimento), ed è stata riaccesa l’area del Parco Archeologico del Colosseo, che, nel corso degli anni passati, era stata oggetto di atti vandalici e danneggiamenti sugli impianti, avviando altresì un progetto volto ad innalzare i livelli di sicurezza (si veda il box dedicato). Nel corso dell’anno, inoltre, sono stati realizzati due interventi di illuminazione artistico monumentale fuori Roma, che hanno avuto un particolare impatto positivo sul territorio: l’illuminazione del Castello di Santa Severa e l’illuminazione del Teatro romano di Benevento (si vedano i box dedicati).
Pali smart per la sicurezza del Parco archeologico del Colosseo
Nell’ambito dell’intervento di riaccensione dell’area archeologica del Colosseo, realizzata in dicembre 2018, in virtù di un accordo stipulato tra MIBAC-Parco Archeologico del Colosseo e Acea, è stata avviata una prima sperimentazione, con prova di fattibilità, di una soluzione di videosorveglianza con funzionalità innovative, implementandola, in un’area circoscritta del Parco, anche utilizzando le infrastrutture di illuminazione.
Il sistema ha previsto l’attivazione di 4 macro funzionalità principali: antintrusione, riconoscimento facciale analisi comportamentale e videosorveglianza. L’infrastruttura di supporto utilizzata ha minimizzato gli impatti sugli impianti esistenti.
Acea nei cicli di indagini sulla soddisfazione dei clienti in merito ai servizi erogati (qualità percepita) monitora, da alcuni anni, anche l’opinione e la percezione dei cittadini riguardo la trasformazione, in atto, dell’illuminazione con il LED. I risultati, come media delle due rilevazioni semestrali 2018, hanno evidenziato che circa il 66% dei 2.900 intervistati (+7% rispetto al 59% rilevato nel 2017 su un panel di 2.400 persone) ha avuto modo di notare l’illuminazione a LED su strada. L’84,2% degli intervistati ritiene che il progetto di trasformazione dell’illuminazione a LED sia importante per la città (era così per l’82% degli intervistati lo scorso anno) e le tre principali motivazioni addotte sono: il risparmio ed efficienza energetica (minori consumi) per circa il 79%, la migliore distinguibilità dei colori su strada, per circa il 25% e, per circa il 26%, il rispetto ambientale
Tabella n. 17 – PRINCIPALI INTERVENTI DI ILLUMINAZIONE PUBBLICA SUI PUNTI LUCE (2018)
| tipo di intervento | (n. punti luce) |
| realizzazione nuovi punti luce (inclusa l‘artistica) | 706 punti luce |
| interventi di efficientamento energetico/ innovazione tecnologica (sostituzioni armature) | 18.229 punti luce |
| messa in sicurezza | 4.008 punti luce |
NB: la tabella include le attività svolte per il Comune di Roma e per terzi.
La galleria Giovanni XXIII
Ad agosto 2018 è stata effettuata in forma sperimentale la trasformazione a LED del tratto iniziale della galleria sud della Giovanni XXIII. L’impianto, di proprietà dell’Amministrazione Comunale, è costituito da un sistema di illuminazione ormai vetusto ed in parte spento. Approfittando del transito sospeso per lavori straordinari di rifacimento del manto stradale, l’Amministrazione ha richiesto ad Acea di intervenire, ed effettuare la rimozione del preesistente sistema di illuminazione provvedendo ad installare un nuovo sistema a LED. L’attività prevista avrebbe dovuto riguardare circa 300 metri di sviluppo della galleria, mentre ragioni tecniche di opportunità hanno permesso di estendere le lavorazioni a circa 1.600 metri, pari ad oltre la metà dello sviluppo complessivo della canna. La nuova illuminazione consta di 223 proiettori dell’impianto di rinforzo e di 231 proiettori asimmetrici dell’impianto permanente. La realizzazione è stata cablata al preesistente impianto e non sarà presa in gestione da parte di Acea sino al completamento delle opere. La realizzazione sperimentale ha ottenuto il plauso dell’Amministrazione Comunale, che ha confermato l’intenzione di completare tutti i lavori di trasformazione nel corso del 2019.
Ogni anno Acea svolge i lavori di manutenzione programmata e straordinaria sugli impianti (si veda la tabella n. 18), finalizzati alla sicurezza e al mantenimento dell’adeguato livello di illuminazione del territorio
Tabella n. 18 – RIPARAZIONE E MANUTENZIONE PROGRAMMATA E STRAORDINARIA DI ILLUMINAZIONE PUBBLICA (2018)
| tipo di intervento | (N.) |
| verifica corrosione sostegni | 42.339 sostegni verificati (tra funzionali ed artistici) |
| sostituzione lampade prima del decadimento del flusso luminoso | 3.713 lampade sostituite |
| reinstallazione sostegni corrosi o abbattuti per cause accidentali | 704 sostegni reinstallati |
Acea monitora i parametri di qualità del servizio di illuminazione pubblica in merito ai tempi di riparazione guasti, che vengono calcolati a partire dall’arrivo della segnalazione48.
Gli standard di prestazione sono espressi da un tempo medio di ripristino ammesso (TMRA), entro il quale andrebbero svolti gli interventi di riparazione, e un tempo massimo (TMAX), superato il quale scatta un sistema di penali49.
Le performance relative ai tempi medi di ripristino (TMR) della funzionalità degli impianti impiegati da Acea nel 2018 per le diverse tipologie di guasto (si veda tabella n. 19), pur presentando in alcuni casi un lieve rialzo rispetto ai livelli di servizio registrati nel 2017, rispettano i tempi medi di ripristino ammesso.
Tabella n. 19 – RIPRISTINO GUASTI ILLUMINAZIONE PUBBLICA: PENALI, STANDARD E PRESTAZIONI ACEA (2017-2018)
| tipo di guasto | penale per giorno di ritardo | standard di prestazione da Contratto (*) | prestazione Acea | ||||||
| (euro) | TMRA (tempo medio di ripristino ammesso) (gg. lav.) | TMAX (tempo massimo di ripristino) (gg. lav.) | TMR (tempo medio di ripristino) (gg. lav.) | ||||||
| 2017 | 2018 | ||||||||
| quartiere al buio – guasto rete MT | 70 | 1 g. | 1 g. | < 1 g. | < 1 g. | ||||
| strada al buio – guasto rete MT o BT | 50 | 5 gg. | 8 gg. | 2,8 gg. | 2,6 gg. | ||||
| tratto al buio (2-4 lampade spente consecutive) | 50 | 10 gg. | 15 gg. | 6,7 gg. | 9,9 gg. | ||||
| punto luce spento: singola lampada, montante, sostegno e armatura | 25 | 15 gg. | 20 gg. | 8,5 gg. | 9,3 gg. | ||||
(*) In continuità con gli anni precedenti, i dati vengono monitorati in riferimento a quanto stabilito nell’Allegato D/2 al Contratto di servizio 2005-2015 Comune di Roma – Acea SpA.
[48] Dalle segnalazioni considerate per il calcolo dei livelli di prestazione sono escluse quelle imputabili a danni causati da terzi.
[49] Il calcolo delle penali avviene applicando i seguenti criteri: ogni riparazione effettuata oltre il TMAX è penalizzata; quelle realizzate con tempi inferiori al TMAX ma superiori al TMRA vengono penalizzate solo se TMR>TMRA. Al momento della pubblicazione del presente documento, il dato puntuale delle segnalazioni, relative al 2018, soggette al computo penali non è disponibile.
La situazione di guasto viene rilevata dai sistemi di controllo, come la telegestione, e, come già accennato, può essere segnalata all’azienda, dai cittadini e dal Comune di Roma, tramite i diversi canali di contatto (call center, web, fax o lettera) 50. Nel 2018 sono pervenute 25.421 segnalazioni di guasto51 ed entro l’anno ne sono state eseguite l’81%. La distribuzione percentuale delle segnalazioni per tipologia di guasto è rappresentata nel grafico n. 21. Le voci maggiormente incidenti sono “strada al buio”, in relazione a un guasto di rete (53,6%) e “punto luce spento” (27%), che ha il minore impatto ai fini della sicurezza, più contenuta la tipologia “tratto al buio” (10,7%). Non si sono, infine, registrati casi di “quartiere al buio” per guasto di rete.
[50] Per i dettagli sulle performance dei call center e per i reclami scritti si veda il paragrafo Customer Care.
[51] Il dato esclude i solleciti e le segnalazioni ripetute sul medesimo guasto.
Grafico n. 21 - Tipologie di guasto D’ILLUMINAZIONE PUBBLICA sul totale segnalazioni ricevute (2018)
