Cos’è e come funziona l'elettrovalvola gas?

Uno dei topic focali nella gestione del servizio gas in Italia, almeno negli ultimi anni, è quello della chiusura delle elettrovalvole dei contatori, centrale nella gestione di casistiche più estreme come le morosità o le interruzioni dei servizi per cessazione del contratto dell’utente finale. Nello specifico, con l’arrivo dello smart metering e con la possibilità di gestire da remoto moltissimi processi, i distributori hanno dovuto pertanto ottemperare ai regolamenti imposti dall’Autorità, dando seguito all’utilizzo dell’elettrovalvola nei processi commerciali, ricavandone, tra l’altro, anche un’opportunità per efficientare tempi e costi di gestione.

Prendiamo, però, adesso, la lente di ingrandimento e vediamo come funziona la gestione della chiusura dell’elettrovalvola da remoto.

Evoluzione normativa

A partire dalla Del. 631 del 2013, ARERA ha emanato le direttive per la messa in servizio di gruppi di misura del gas caratterizzati dai requisiti funzionali minimi, imponendo ai distributori l’adozione di tecnologie predisposte alla telettura e telegestione per i contatori mass market (G4-G6). Ciò ha portato, pertanto, i distributori stessi a notevoli investimenti per l’adeguamento del parco misuratori, nonché ad un cambio di visione della gestione delle utenze. In questo contesto, si inserisce anche l’utilizzo dell’interruzione della fornitura da remoto che, già nota in ambito elettrico, doveva tramutarsi e adattarsi ad un contesto di gestione di fornitura con specificità e problematiche diverse.

Il processo di chiusura dell’elettrovalvola è stato regolato principalmente dalle direttive di ARERA, che imponevano ai gestori di ottemperare ad un’esigenza commerciale, per gestire le seguenti attività:

• disattivazione della fornitura su richiesta del cliente finale;
• sospensione della fornitura per morosità;
• disalimentazione della fornitura nel servizio di default.

Tuttavia, specifiche operative e tecniche nello svolgimento dell’attività stessa non erano ancora state fornite, portando così i DSO a sperimentare in autonomia l’utilizzo dell’elettrovalvola, raccogliendo dalle proprie esperienze i diversi elementi critici legati alla continuità e alla sicurezza del servizio e al tipo di tecnologia e infrastrutture adottate.

Le esperienze e i dati di gestione sono stati così condivisi in vari tavoli tecnici che si erano in precedenza costituiti, non ultimo quello del CIG (Comitato Italiano Gas, nominato proprio da ARERA) che è stato incaricato di armonizzarle in una norma tecnica al fine di gestire in maniera fluida ed omogenea i processi e tutelare comunque gli interessi degli attori in gioco.

L’introduzione della norma UNITS 11689/2022, quindi, per la prima volta, ha fornito linee guida fondamentali per la chiusura delle elettrovalvole, introducendo il concetto di telegestibilità del punto di fornitura: uno smart meter può essere chiuso solo se considerato sano, ovvero se comunica in maniera stabile, ha una potenza di segnale adeguata e non presenta allarmi critici, come ad esempio batteria scarica.

La frequenza delle comunicazioni con il misuratore a valvola chiusa deve essere aumentata per tenere monitorato il punto e per permettere l’intervento in campo in maniera tempestiva, qualora evidenzi delle anomalie post chiusura, ripristinando una condizione di sicurezza a tutela della pubblica incolumità (manomissioni, perdite al misuratore etc.).

In questo frangente, i sistemi di smart metering diventano fondamentali per il distributore nella gestione delle attività di chiusura della valvola da remoto.

La gestione della chiusura della valvola

La chiusura dell'elettrovalvola non è un'operazione immediata, ma necessita di una serie di passaggi ben definiti per assicurare che tutto avvenga nel modo corretto. Le tempistiche sono quindi dettate dagli strumenti e dalle infrastrutture adottate dal distributore.

Prima di procedere con la chiusura, il Meter Data Management esegue dei controlli preliminari (segnalazioni ex ante). Questi controlli servono a verificare che il contatore sia in grado di comunicare correttamente e che non si riscontrino problemi tecnici. Inoltre, vengono controllate le informazioni anagrafiche del meter per assicurarsi che il costruttore garantisca determinati parametri minimi di telegestione. Se il misuratore non rispetta i requisiti, il distributore può escluderlo dalla telegestione e gestendolo in campo in modo tradizionale, risultando pertanto compliant alla norma e garantendo che le operazioni in telegestione si eseguano solo se nelle condizioni opportune, efficientando pertanto anche le tempistiche commerciali imposte da ARERA sull’esecuzione della prestazione.

Una volta accertato che il meter sia idoneo e telegestibile, si procede con l’invio del comando di chiusura della valvola. Per ottimizzare il processo, l’MDM di Terranova possiede, tra l’altro, una specifica funzionalità che permette in automatico di riprogrammare la frequenza di risveglio del meter solo in questa fase, riducendo così il rischio di errori.

Dopo la chiusura, bisogna verificare che il comando sia stato eseguito correttamente. Alla successiva comunicazione, quindi, il sistema richiede quindi una nuova lettura del meter, necessaria per aggiornare la fatturazione e inizia a monitorare eventuali anomalie del meter stesso.

Dopo la chiusura e trascorsi i tempi previsti dalla normativa, per evitare un consumo eccessivo della batteria del meter, vengono automaticamente programmate delle finestre di risveglio meno frequenti che ne ottimizzano la durata. Alla fine del processo, il distributore riceve un report con i KPI della chiusura della valvola, che forniscono un quadro chiaro sull'efficacia del processo.