RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO 2007

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1 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO 2007 TRANSPORTE, DISTRIBUIÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA EM PORTUGAL - Dezembro 2008 ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

2 Rua Dom Cristóvão da Gama n.º 1-3.º Lisboa Tel.: Fax:

3 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ÍNDICE 1 QUALIDADE DE SERVIÇO EM PORTUGAL CONTINENTAL Continuidade de serviço da rede de transporte Caracterização geral Caracterização dos pontos de entrega da rede de transporte Indicadores individuais de continuidade de serviço Cumprimento dos níveis mínimos de qualidade e pagamento de compensações Causa das interrupções Incidentes nas redes com maior impacto na qualidade de serviço Qualidade da onda de tensão na rede de transporte Caracterização das acções de monitorização da qualidade da onda de tensão Resultados das acções de monitorização da qualidade da onda de tensão Resultados das acções de monitorização qualidade da onda de tensão Pontos Fixos Resultados das acções de monitorização qualidade da onda de tensão Pontos Móveis Continuidade de serviço nas redes de distribuição de energia eléctrica em Portugal continental EDP distribuição Caracterização geral Cumprimento dos níveis mínimos de qualidade e pagamento de compensações Incidentes nas redes com maior impacto na qualidade de serviço Continuidade de serviço na rede da Cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais Qualidade da onda de tensão na rede da Edp distribuição Caracterização das acções de Monitorização da Qualidade da Onda de Tensão Resultado das Acções de Monitorização da Qualidade da Onda de Tensão Incentivo à melhoria da qualidade de serviço no ano de Qualidade comercial Ligação à rede Activação do fornecimento Atendimento presencial Atendimento telefónico Pedidos de informação Reclamações Reposição de serviço Visita combinada Avarias na alimentação individual dos clientes Restabelecimento do fornecimento após interrupção por facto imputável ao cliente Leitura dos equipamentos de medição Mudança de comercializador Clientes com necessidades especiais Clientes prioritários Cumprimento do Regulamento da Qualidade de Serviço Relatórios da qualidade de serviço dos operadores de rede de Portugal continental Relatório da qualidade de serviço do operador da rede de transporte i

4 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Relatório da qualidade de serviço da EDP Distribuição QUALIDADE DE SERVIÇO NA REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES Continuidade de serviço Caracterização Geral Indicadores gerais de continuidade de serviço da rede de transporte Indicadores gerais de continuidade de serviço da Rede de Distribuição MT Indicadores gerais de continuidade de serviço da Rede de Distribuição em BT Cumprimento dos níveis mínimos Caracterização dos pontos de entrega na Região Autónoma dos Açores Rede de Transporte Redes de distribuição em MT e BT Cumprimento dos níveis mínimos de qualidade e pagamento de compensações Rede de transporte Rede de distribuição Incidentes nas redes com maior impacto na qualidade de serviço Incidente de 14 de Fevereiro de 2007 na ilha das Flores Incidente de 17 de Fevereiro de 2007 na ilha do Pico Primeiro Incidente de 18 de Dezembro de 2007 na ilha de São Miguel Segundo Incidente de 18 de Dezembro de 2007 na ilha de São Miguel Qualidade da onda de tensão Descrição do plano de monitorização da qualidade da onda de tensão Resultados das acções de monitorização da qualidade da onda de tensão Resultados das Acções de monitorização da qualidade da onda de tensão Pontos Fixos Resultados das Acções de monitorização da qualidade da onda de tensão Pontos Móveis Qualidade comercial Ligação à rede Activação do fornecimento Atendimento presencial Atendimento telefónico Pedidos de informação Reclamações Reposição de serviço Visita combinada Avarias na alimentação individual dos clientes Restabelecimento do fornecimento de energia eléctrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente Leitura dos equipamentos de medição Clientes com necessidades especiais Avaliação da satisfação dos clientes Cumprimento do Regulamento da Qualidade de Serviço Relatório da Qualidade de Serviço da EDA QUALIDADE DE SERVIÇO NA REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA Continuidade de serviço Caracterização Geral Indicadores gerais de continuidade de serviço da rede de transporte ii

5 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Indicadores gerais de continuidade de serviço da Rede de Distribuição MT Indicadores gerais de continuidade de serviço da Rede de Distribuição BT Cumprimento dos níveis mínimos de qualidade Caracterização dos pontos de entrega na Região Autónoma da Madeira Rede de Transporte Redes de Distribuição em MT e BT Pagamento de compensações Incidentes nas redes com maior impacto na qualidade de serviço Incidente de 24 de Novembro de 2007 na ilha da Madeira Incidente de 31 de Julho de 2007 na ilha da Madeira Incidente de 20 de Novembro de 2007 na ilha da Madeira Incidente de 1 de Março de 2007 na ilha do Porto Santo Qualidade da onda de tensão Caracterização das acções de monitorização da qualidade da onda de tensão Resultado das acções de monitorização da qualidade da onda de tensão Qualidade comercial Activação do fornecimento Atendimento presencial Atendimento telefónico Pedidos de informação Reclamações Reposição de serviço Visita combinada Avarias na alimentação individual dos clientes Restabelecimento do fornecimento após interrupção por facto imputável ao cliente Leitura dos equipamentos de medição Clientes com necessidades especiais Avaliação da satisfação dos clientes Cumprimento do Regulamento da Qualidade de Serviço Relatório da qualidade de serviço da EEM ACÇÕES DESENVOLVIDAS PELA ERSE NO ÂMBITO DO APOIO AO CONSUMIDOR DE ENERGIA Pedidos de informação Reclamações DEFINIÇÕES, SIGLAS E REGRAS DE CÁLCULO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO Níveis de tensão Entidades do sector eléctrico português Continuidade de serviço Qualidade da onda de tensão Mecanismos de resolução de conflitos Diversos Regras de cálculo dos indicadores de continuidade de serviço iii

6 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Indicadores gerais de continuidade de serviço das redes de transporte Indicadores gerais de continuidade de serviço das redes de distribuição Indicadores individuais de continuidade de serviço iv

7 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1-1 Evolução da ENF na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando a totalidade das interrupções... 4 Figura 1-3 Evolução do TIE na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando a totalidade das interrupções... 5 Figura 1-4 Evolução do SAIFI na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto... 6 Figura 1-5 Evolução do SAIDI na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto... 7 Figura 1-6 Evolução do SARI na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto... 8 Figura 1-7 Indicadores gerais de continuidade de serviço, em Portugal continental, em função dos valores de 2007, considerando as interrupções devidas a c.f.f.m. e razões de segurança... 9 Figura 1-8 Indicadores gerais de continuidade de serviço em Portugal continental em função dos valores de 2007, com exclusão das interrupções devidas a c.f.f.m. nem razões de segurança Figura 1-9 Parcelas da ENF na rede de transporte de Portugal continental, de 2005 a Figura Parcelas do TIE na rede de transporte de Portugal continental, de 2005 a Figura 1-11 Parcelas do SAIDI na rede de transporte de Portugal continental, de 2005 a Figura 1-12 Interrupções da rede de transporte em Portugal continental por tipo de causa, em Figura 1-13 Cavas de tensão registadas nos PdE da rede de transporte de Portugal continental com monitorização anual, em Figura 1-14 Valores trimestrais de TIEPI considerando as interrupções previstas e acidentais, nas áreas de rede da EDP Distribuição, em Figura 1-15 Variação percentual do TIEPI, de 2006 para 2007, em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição Figura 1-16 Evolução dos valores do TIEPI em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2001 a Figura 1-17 Valores trimestrais de SAIFI MT considerando as interrupções previstas e acidentais nas áreas de rede da EDP Distribuição, em Figura 1-18 Variação percentual do SAIFI MT, de 2006 para 2007, em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição Figura 1-19 Evolução dos valores do SAIFI MT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição de 2001 a Figura 1-20 Valores trimestrais de SAIFI BT considerando as interrupções previstas e acidentais nas áreas de rede da EDP Distribuição, em Figura 1-21 Variação percentual do SAIFI BT, de 2006 para 2007, em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição Figura 1-22 Evolução dos valores do SAIFI BT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, 2001 a Figura 1-23 Valores trimestrais de SAIDI MT nas áreas de rede da EDP Distribuição considerando as interrupções previstas e acidentais, em Figura 1-24 Variação percentual do SAIDI MT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2006 para v

8 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-25 Evolução dos valores do SAIDI MT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2001 a Figura 1-26 Valores trimestrais de SAIDI BT nas áreas de rede da EDP Distribuição considerando as interrupções previstas e acidentais, em Figura 1-27 Variação percentual do SAIDI BT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2006 para Figura 1-28 Evolução dos valores do SAIDI BT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2001 a Figura 1-29 Valores do SARI MT nas áreas de rede da EDP Distribuição em Figura 1-30 Valores do SARI BT nas áreas de rede da EDP Distribuição, em Figura 1-31 Valores da END nas áreas de rede da EDP Distribuição em Figura 1-32 Variação dos indicadores gerais de continuidade de serviço TIEPI e END por área de rede da EDP Distribuição no período de 2000 a Figura 1-33 Variação do indicador geral de continuidade de serviço SAIFI por área de rede da EDP Distribuição no período de 2000 a Figura 1-34 Variação do indicador geral de continuidade de serviço SAIDI por área de rede da EDP Distribuição no período de 2000 a Figura 1-35 Valores anuais de TIEPI no período de 2001 a 2007 discriminados por zona geográfica Figura 1-36 Valores anuais do SAIFI no período de 2000 a 2007 discriminados por zona geográfica Figura 1-37 Valores anuais do SAIDI no período de 2000 a 2007 discriminados por zona geográfica Figura 1-38 Evolução dos indicadores de qualidade de serviço da EDP Distribuição de natureza técnica em percentagem do respectivo padrão no período de 2001 a Figura 1-39 Incentivo à melhoria da qualidade de serviço para Figura 1-40 Evolução trimestral do tempo médio de espera no atendimento telefónico da EDP SU Figura 1-41 Evolução do número de processos de mudança de comercializador Figura 2-1 END na Região Autónoma dos Açores por ilha e considerando as interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e com origem nas redes de transporte e distribuição, em Figura 2-2 TIEPI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em Figura 2-3 Evolução TIEPI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica considerando todas as interrupções longas com origem nas redes de transporte e distribuição, para os anos 2006 e Figura 2-4 SAIFI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em Figura 2-5 Evolução SAIFI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica considerando todas as interrupções longas com origem nas redes de transporte e distribuição, para os anos 2006 e vi

9 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 2-6 SAIDI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em Figura 2-7 Evolução SAIDI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica considerando todas as interrupções longas com origem nas redes de transporte e distribuição, para os anos 2006 e Figura 2-8 SAIFI BT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em Figura SAIDI BT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em Figura 2-10 Cavas de tensão registadas nas subestações monitorizadas pela EDA, em Figura 2-11 Cavas de tensão registadas nos PT monitorizados pela EDA em Figura 2-12 Execução de ligações à rede em BT, até 2 dias úteis Figura 2-13 Número de restabelecimentos do fornecimento por ilha, efectuadas após suspensão por facto imputável ao cliente Figura 3-1 Evolução da ENF na rede de transporte da ilha da Madeira, entre 2004 e Figura 3-2 ENF na rede de transporte da ilha da Madeira, por interrupções previstas e acidentais, entre os anos de 2005 e de 2007, com origem na produção e redes de transporte e distribuição Figura 3-3 Evolução do TIE na rede de transporte da ilha da Madeira, entre os anos de 2004 e Figura 3-4 TIE na rede de transporte da ilha da Madeira, por interrupções previstas e acidentais, entre os anos de 2005 e de 2007, com origem na produção e redes de transporte e distribuição Figura 3-5 Evolução do SAIFI na rede de transporte da ilha da Madeira, entre 2004 e Figura 3-6 SAIFI na rede de transporte da ilha da Madeira, por interrupções previstas e acidentais, entre os anos de 2005 e de 2007, com origem na produção e redes de transporte e distribuição Figura 3-7 Evolução do SAIDI na rede de transporte da ilha da Madeira, entre 2004 e Figura 3-8 SAIDI na rede de transporte da ilha da Madeira, por interrupções previstas e acidentais, entre os anos de 2005 e de 2007, com origem na produção e redes de transporte e distribuição Figura 3-9 Evolução do SARI na rede de transporte da ilha da Madeira, entre 2004 e Figura 3-10 Indicadores gerais de continuidade de serviço da rede de transporte da ilha da Madeira, em função dos valores de 2007, contabilizando c.f.f.m Figura 3-11 Indicadores gerais de continuidade de serviço da rede de transporte da ilha da Madeira, em função dos valores de 2007, não contabilizando c.f.f.m Figura 3-12 Evolução da END na ilha da Madeira, entre os anos de 2005 e de Figura 3-13 Evolução da END na ilha do Porto Santo, entre os anos de 2005 e de Figura 3-14 END na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, transporte e distribuição, em Figura 3-15 Evolução do TIEPI na ilha da Madeira, entre os anos de 2005 e de Figura 3-16 Evolução do TIEPI na ilha do Porto Santo, entre os anos de 2005 e de vii

10 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 3-17 TIEPI na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em Figura 3-18 Evolução do SAIFI MT na ilha da Madeira, entre os anos de 2005 e de Figura 3-19 Evolução do SAIFI MT na ilha do Porto Santo, entre os anos de 2005 e de Figura 3-20 SAIFI MT na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em Figura 3-21 Evolução do SAIDI MT na ilha da Madeira, entre os anos de 2005 e de Figura 3-22 Evolução do SAIDI MT na ilha do Porto Santo, entre os anos de 2005 e de Figura 3-23 SAIDI MT na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em Figura 3-24 SAIFI BT na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em Figura 3-25 SAIDI BT na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em Figura 3-26 Número de interrupções por PdE, para a rede de transporte da RAM, em Figura 3-27 Duração total de interrupções, para a rede de transporte da RAM, em Figura 3-28 Cavas de tensão registadas nos pontos de monitorização da ilha da Madeira Figura 3-29 Cavas de tensão registadas nos pontos de monitorização da ilha do Porto Santo Figura 4-1 Evolução do número de pedidos de informação Figura 4-2 Principais assuntos dos pedidos de informação em Figura 4-3 Proveniência dos pedidos de informação recebidos na ERSE em Figura 4-4 Evolução do número de reclamações Figura 4-5 Principais assuntos reclamados relativos ao sector eléctrico na ERSE em Figura 4-6 Evolução dos temas mais reclamados entre viii

11 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ÍNDICE DE QUADROS Quadro 1-1 Valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço em Portugal continental, em 2007, considerando as interrupções com duração superior a três minutos Quadro 1-3 Impacto das interrupções com duração inferior ou igual a 3 minutos no valor dos indicadores gerais da rede transporte de Portugal continental, em Quadro 1-4 Frequência das interrupções na rede de transporte de Portugal continental, por ponto de entrega, em Quadro 1-5 Duração total das interrupções na rede de transporte de Portugal continental, por ponto de entrega, em Quadro 1-6 Caracterização dos pontos com monitorização permanente da rede de transporte de Portugal continental, em Quadro 1-7 Características da onda de tensão em pontos fixos da rede de transporte de Portugal continental, com incumprimentos registados nos anos de 2003 a Quadro 1-8 Características da onda de tensão com incumprimentos, monitorizadas com equipamentos móveis na rede de transporte de Portugal continental, em Quadro 1-9 Pontos de entrega da rede de transporte de Portugal continental monitorizados com equipamentos móveis e com todas as características da onda de tensão dentro dos limites estabelecidos, em Quadro 1-10 Valores máximos da 3.ª, 5.ª e 7.ª harmónicas registados por nível de tensão nos PdE da rede de transporte de Portugal continental, em Quadro 1-11 Características da onda de tensão em pontos de entrega da rede de transporte de Portugal continental, com incumprimentos dos limites regulamentares registados nos anos de 2003 a Quadro 1-12 Resultados das acções de monitorização das cavas de tensão nos PdE da rede de transporte de Portugal continental, em Quadro 1-13 Indicadores de continuidade de serviço da EDP Distribuição no período de 2000 a Quadro 1-14 Verificação do cumprimento dos padrões gerais de continuidade de serviço nas redes de MT e BT da EDP Distribuição Quadro 1-15 Indicadores gerais de continuidade de serviço por zona geográfica da EDP Distribuição, discriminando a influência da Rede Nacional de Transporte (RNT) Quadro 1-16 Padrões individuais aplicáveis às redes AT, MT e BT Quadro 1-17 Número de incumprimentos dos padrões individuais de continuidade de serviço da EDP Distribuição em 2007 cuja compensação é paga em Quadro 1-18 Incidentes mais significativos na rede de distribuição da EDP Distribuição com origem na RNT Quadro 1-19 Incidentes mais significativos na rede de distribuição da EDP Distribuição com origem na rede AT Quadro 1-20 Incidentes mais significativos na rede de distribuição da EDP Distribuição com origem na rede MT Quadro 1-21 Indicadores de qualidade de serviço técnica da Cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais, C.R.L., em Quadro 1-22 Resumo da análise da monitorização da qualidade de onda de tensão de periodicidade trimestral da EDP Distribuição, em ix

12 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-23 Valores máximos e mínimos de frequência registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em Quadro 1-24 Valores máximos e mínimos do valor eficaz de tensão registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em Quadro 1-25 Valores máximos de tremulação registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em Quadro 1-26 Valores máximos de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em Quadro 1-27 Valores máximos de distorção harmónica registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em Quadro Valores dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço em vigor para Quadro 1-29 Valores dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço resultantes do desempenho em Quadro 1-30 Indicadores gerais de qualidade de serviço Quadro 1-31 Indicadores individuais de qualidade de serviço Quadro 1-32 Tempos médios de mudança de comercializador (dias úteis) Quadro 1-33 Verificação do cumprimento dos padrões gerais de qualidade de serviço comercial da EDP Distribuição Quadro 1-34 Verificação do cumprimento dos padrões gerais de qualidade de serviço comercial da EDP Serviço Universal Quadro Quadro resumo - número de compensações pagas pelo ORD Quadro Quadro resumo número de compensações pagas pelo CUR Quadro 1-37 Verificação do conteúdo do relatório de qualidade de serviço do operador da rede de transporte de Portugal continental, em Quadro 1-38 Verificação do conteúdo do Relatório da Qualidade de Serviço da EDP Distribuição de Quadro 2-1 Zonas geográficas da Região Autónoma dos Açores Quadro 2-2 Indicadores gerais para as redes de transporte da Região Autónoma dos Açores, para a ilha de São Miguel, a ilha Terceira e a ilha do Pico, em Quadro 2-3 Impacto da END face à ED, na Região Autónoma dos Açores por ilha Quadro 2-4 Padrões e indicadores gerais para as redes de distribuição em MT na Regiao Autónoma dos Açores Quadro 2-5 Número e duração total das interrupções na rede de transporte da Região Autónoma dos Açores, por PdE, em Quadro 2-6 Padrões individuais de continuidade de serviço para as redes de distribuição em MT e BT, da Região Autónoma dos Açores Quadro 2-7 Número de compensações por incumprimento dos padrões individuais de continuidade de serviço da EDA em Quadro 2-8 Montantes das compensações resultantes de incumprimentos dos padrões individuais de continuidade de serviço da EDA, em Quadro 2-9 Número de instalações monitorizadas da EDA, em Quadro 2-10 Pontos de monitorização permanentes de monitorização da EDA, em Quadro 2-11 Pontos monitorizados com equipamentos móveis pela EDA, em x

13 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 2-12 Valores máximos e mínimos de frequência registados nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores por nível de tensão, em Quadro 2-13 Valores máximos e mínimos do valor eficaz da tensão registados, nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores por nível de tensão, em Quadro 2-14 Valores máximos de tremulação, registados nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores, por nível de tensão, em Quadro 2-15 Valores máximos de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, registados nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores, por nível de tensão, em Quadro 2-16 Valores máximos da distorção harmónica da tensão registados, nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores, por nível de tensão, em Quadro 2-17 Características da onda de tensão em pontos móveis, com incumprimentos em Quadro 2-18 Valores máximos da distorção harmónica da tensão, registados nos pontos móveis, na Região Autónoma dos Açores, por nível de tensão, em Quadro 2-19 Indicadores gerais de qualidade de serviço comercial da EDA Quadro 2-20 Verificação do conteúdo do Relatório da Qualidade de Serviço da EDA, de Quadro 3-1 Zonas geográficas da Região Autónoma da Madeira Quadro 3-2 Indicadores gerais por ilha e para a Região Autónoma da Madeira Quadro 3-3 Padrões e indicadores gerais para as redes de distribuição em MT e BT da Região Autónoma da Madeira, em Quadro 3-4 Padrões individuais de continuidade de serviço para as redes de distribuição em MT e BT, da Região Autónoma da Madeira Quadro 3-5 Compensações por incumprimento dos padrões individuais de continuidade de serviço Quadro 3-6 Pontos de monitorização da Região Autónoma da Madeira, em Quadro 3-7 Valores máximos e mínimos de frequência registados, por nível de tensão, na Região Autónoma da Madeira, em Quadro 3-8 Valores máximos e mínimos do valor eficaz da tensão registados, por nível de tensão, na Região Autónoma da Madeira em Quadro 3-9 Valores máximos de tremulação de curta duração (P st ) e de longa duração (P lt ) registados, por nível de tensão, na Região Autónoma da Madeira em Quadro 3-10 Valores máximos registados de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, por nível de tensão, nos pontos monitorizados da Região Autónoma da Madeira, em Quadro 3-11 Valores máximos registados dos 3.º, 5.º e 7.º harmónicos, por nível de tensão, nos pontos monitorizados da Região Autónoma da Madeira, em Quadro 3-12 Indicadores gerais de qualidade de serviço comercial da EEM Quadro 3-13 Verificação do conteúdo do Relatório da Qualidade de Serviço da EEM de xi

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15 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO QUALIDADE DE SERVIÇO EM PORTUGAL CONTINENTAL Este capítulo apresenta a caracterização da qualidade de serviço na rede de transporte e nas redes de distribuição de energia eléctrica em Portugal continental, em 2007, prestada pelo operador da Rede Eléctrica Nacional, S.A. (REN), pelo operador da rede da rede de distribuição em AT e MT, EDP Distribuição, S.A. (EDP Distribuição), pelos operadores das redes de distribuição exclusivamente em BT e pelos comercializadores de último recurso. Os operadores das redes de distribuição em BT são, para além da EDP Distribuição, os seguintes: Cooperativa Eléctrica de Vale D Este, Cooperativa Eléctrica de Vilarinho, C.R.L., Cooperativa Eléctrica de Loureiro, C.R.L, Cooproriz Cooperativa de Abastecimento de Energia Eléctrica, C.R.L., A Eléctrica de Moreira de Cónegos, C.R.L., A CELER Cooperativa de Electrificação de Rebordosa, C.R.L., Casa do Povo de Valongo do Vouga, Junta de Freguesia de Cortes do Meio, Cooperativa de Electrificação A Lord, C.R.L., Cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais, C.R.L.. De referir que, dos 11 operadores das redes de distribuição em BT, apenas a EDP Distribuição e a Cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais, C.R.L., disponibilizaram à ERSE e, no caso da EDP Distribuição, divulgou através do seu relatório da qualidade de serviço, informação sobre qualidade de serviço técnica, motivo pelo qual esta vertente da qualidade de serviço é analisada apenas para estes operadores. Relativamente à qualidade de serviço comercial, para além da EDP Distribuição e da EDP Serviço Universal (EDP SU), foram cinco os distribuidores de energia eléctrica exclusivamente em BT que remeteram informação à ERSE, designadamente: Cooperativa de Electrificação A LORD, C.R.L., CELER Cooperativa Electrificação da Rebordosa, C.R.L., Cooperativa Eléctrica de S. Simão de Novais C.R.L., Cooperativa Eléctrica de Vilarinho, C.R.L. e a Eléctrica de Moreira de Cónegos, C.R.L. 1.1 CONTINUIDADE DE SERVIÇO DA REDE DE TRANSPORTE Nos pontos seguintes analisa-se a informação disponibilizada pela REN para 2007, relativamente à caracterização geral da rede de transporte e à caracterização dos pontos de entrega que a integram, através dos indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço para O ponto é dedicado à descrição dos incidentes com impacto mais significativo na continuidade de serviço CARACTERIZAÇÃO GERAL De acordo com o Anexo II do RQS Portugal continental, para efeitos de determinação dos indicadores de continuidade de serviço, são consideradas apenas as interrupções de longa duração, definidas como 1

16 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO tendo uma duração superior a três minutos. Anteriormente, a REN já disponibilizava informação de qualidade de serviço, seguindo os seguintes critérios de cálculo para os indicadores: Consideração de todas as interrupções de serviço ocorridas na rede para o cálculo da Energia Não Fornecida (ENF) e do Tempo de Interrupção Equivalente (TIE). Consideração das interrupções com duração igual ou superior a um minuto para o cálculo do Frequência Média das Interrupções do Sistema (SAIFI), do Duração Média das Interrupções do Sistema (SAIDI) e do Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (SARI). De forma a manter uma maior série de valores, a análise dos indicadores de continuidade de serviço apresentada neste relatório é efectuada de acordo com os critérios supracitados. Neste ponto é apresentada a análise da qualidade de serviço associada à rede de transporte considerando o tempo de interrupção da parcela ENF 1, da responsabilidade directa do operador da rede de transporte. No final deste ponto, apresenta-se ainda uma breve análise dos indicadores de continuidade de serviço, considerando as parcelas de energia não fornecida e os respectivos tempos de interrupção associados à responsabilidade indirecta do operador da rede de transporte e à responsabilidade do operador da rede de distribuição. No cálculo de cada um dos indicadores de continuidade de serviço apresentados de seguida, consideram-se todas as interrupções ocorridas na rede de transporte, independentemente da sua causa. Desta forma, é aferida a qualidade de serviço sentida nos pontos de entrega (PdE) da rede de transporte, i.e., na rede de distribuição e nas instalações dos clientes finais directamente ligados à rede de transporte. Em 2007, o operador da rede de transporte disponibilizou informação relativa à classificação das interrupções como razões de segurança e casos fortuitos ou de força maior (c.f.f.m.), para os anos entre 1999 e Com base nessa informação a ERSE procedeu à actualização dos respectivos valores dos indicadores. Por este motivo, contrariamente ao apresentado nos anteriores relatórios da qualidade de serviço da ERSE, no presente relatório são apresentados os valores dos indicadores de continuidade de serviço no período referido com discriminação da contribuição das interrupções devidas a razões de segurança e a c.f.f.m.. Para facilitar a interpretação dos valores apresentados, recordam-se os seguintes acontecimentos: A 9 de Maio de ocorreu um grande incidente do qual resultaram valores elevados dos indicadores ENF, TIE, SAIDI e SARI. 1 A análise deste incidente foi efectuada no Relatório de Qualidade de Serviço 2000, disponível na página da ERSE na Internet ( 2

17 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO A 2 de Agosto de ocorreram dois incidentes, devidos a incêndios, classificados como c.f.f.m.. Em 2005 verificou-se a ocorrência de um incidente classificado como grande incidente na Subestação da Valdigem, a 28 de Fevereiro 3, e de nove interrupções de fornecimento de energia eléctrica, classificadas como c.f.f.m., na sequência da vaga de incêndios que assolou o país. A 4 de Novembro de ocorreu um grande incidente, à escala europeia, classificado como motivado por razões de segurança. Em 2007 ocorreu apenas um incidente classificado como c.f.f.m., devido a um acto de vandalismo, com duração de 4,3 minutos e ENF de 6,2 MWh, respectivamente. A influência das interrupções devidas a c.f.f.m e a razões de segurança, é evidenciada nas figuras seguintes relativas a cada um dos indicadores de continuidade de serviço. Para efeito do cálculo dos indicadores SAIFI e SAIDI é considerado o número de PdE no final de cada ano. Em 2007, entraram em funcionamento 6 novos PdE, correspondentes às subestações do Alqueva, de Castelo Branco, de Paraímo, de Penela, de Portimão e da Trafaria, todos a 60 kv, e saiu de serviço a Subestação de Pracana, perfazendo um total de 69 PdE. 2 A análise deste incidente foi efectuada no Relatório de Qualidade de Serviço 2003, disponível na página da ERSE na Internet ( 3 A análise deste incidente foi efectuada no Relatório de Qualidade de Serviço 2005, disponível na página da ERSE na Internet ( 4 A análise deste incidente foi efectuada no Relatório de Qualidade de Serviço 2006 (Volume II Análise da informação), disponível na página da ERSE na Internet ( 3

18 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ENERGIA NÃO FORNECIDA ENF Na Figura 1-1 apresenta-se a evolução da ENF entre os anos de 1994 a 2007, considerando todas as interrupções. Figura 1-1 Evolução da ENF na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando a totalidade das interrupções MWh RNT C.f.f.m. Razões de segurança Fonte: REN A Figura 1-1 permite constatar uma diminuição do valor deste indicador no ano de 2007, face ao ano anterior, apresentando um valor total de 82,1 MWh. A interrupção classificada como c.f.f.m. contribuiu com 6,2 MWh de ENF (7,6% do total anual). Considerando todas as interrupções, nos últimos três anos o valor da ENF manteve-se inferior 300 MWh. TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE TIE Na Figura 1-2 apresenta-se a evolução do TIE entre os anos de 1994 e de 2007, considerando todas as interrupções. 4

19 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-2 Evolução do TIE na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando a totalidade das interrupções minutos Razões de segurança C.f.f.m. RNT Fonte: REN Em 2007, o valor do indicador TIE foi de 0,87 minutos, dos quais 0,07 minutos foram devidos à interrupção classificada como c.f.f.m.. Não considerando os incidentes classificados como c.f.f.m. nem o incidente motivado por razões de segurança ocorrido em 2006, o valor de 2007 (0,81 minutos) traduz um aumento do indicador em relação ao do ano de 2006 (0,78 minutos) e ao do ano de 2005 (0,52 minutos). Considerando todas as interrupções, nos últimos três anos o valor da TIE manteve-se inferior 4 minutos. FREQUÊNCIA MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA SAIFI Na Figura 1-3 apresenta-se a evolução do SAIFI entre os anos de 1994 e de 2007, considerando todas as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto. 5

20 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-3 Evolução do SAIFI na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto 1,2 1,0 interrupções/pde 0,8 0,6 0,4 0,2 0, RNT C.f.f.m. Razões de segurança Fonte: REN Em 2007 registaram-se 12 interrupções. O valor do SAIFI foi de 0,17 interrupções/pde, tendo a interrupção classificada como c.f.f.m. contribuindo com 0,01 interrupções/pde. Excluindo as interrupções devidas a c.f.f.m. e a razões de segurança, nos últimos 7 anos o valor de SAIFI é inferior a 0,4 interrupções/pde. DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA SAIDI Na Figura 1-4 apresenta-se a evolução do SAIDI entre os anos de 1994 e de 2007, considerando todas as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto. 6

21 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-4 Evolução do SAIDI na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto minutos/pde RNT C.f.f.m. Razões de segurança Fonte: REN Em 2007, o valor do SAIDI foi de 0,93 minutos/pde, dos quais 0,06 minutos/pde foram devidos à interrupção classificada como c.f.f.m.. Excluindo as interrupções devidas a c.f.f.m. e a razões de segurança, nos últimos 3 anos o valor de SAIDI é inferior a 2 minutos/pde. TEMPO MÉDIO DE REPOSIÇÃO DE SERVIÇO DO SISTEMA SARI Na Figura 1-5 apresenta-se a evolução do SARI entre os anos de 1994 e de 2007, considerando todas as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto. 7

22 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-5 Evolução do SARI na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando as interrupções com duração superior ou igual a 1 minuto minutos/interrupção RNT Fonte: REN Em 2007, o valor do SARI foi de 5,37 minutos/interrupção. O tempo de reposição de serviço associado à interrupção classificada como c.f.f.m. foi de 4,3 minutos/interrupção. Excluindo esta interrupção o valor do SARI foi de 5,46 minutos/interrupção. De referir que em 2007, foram registadas apenas 12 interrupções e a única interrupção devida a c.f.f.m. registou uma duração reduzida. Uma vez que o indicador SARI é determinado através do quociente entre a duração e o número das interrupções, a exclusão de uma interrupção origina o aumento do indicador. Note-se que, devido à forma de cálculo deste indicador, o valor global não resulta da soma das várias parcelas. ANÁLISE CONJUNTA DOS INDICADORES GERAIS A Figura 1-6 e a Figura 1-7 apresentam os valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço no período compreendido entre 1998 e 2007, com e sem interrupções motivadas por c.f.f.m. e razões de segurança. O ano de 2000 foi excluído, dado que os elevados valores verificados para os indicadores gerais nesse ano (devidos ao incidente ocorrido a 9 de Maio), não permitem, na mesma representação gráfica, visualizar as variações verificadas nos restantes anos em análise. Os valores apresentados estão normalizados em relação aos registados em Deste modo, o ano de 2007 é representado por um pentágono cuja distância de cada um dos vértices ao centro é a unidade. Para os restantes anos, a distância dos vértices ao centro corresponde ao factor de grandeza do indicador em causa relativamente ao valor registado em

23 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-6 Indicadores gerais de continuidade de serviço, em Portugal continental, em função dos valores de 2007, considerando as interrupções devidas a c.f.f.m. e razões de segurança 25 ENF SARI TIE 5 0 SAIFI SAIDI Fonte: REN A análise da Figura 1-6 permite constatar que o ano de 2007 apresentou, relativamente a 2006, valores mais reduzidos para os vários indicadores. No que se refere aos indicadores associados ao número e à duração das interrupções, SAIFI e SAIDI, 2007 foi o ano com o melhor desempenho. Relativamente aos indicadores associados à energia, ENF e TIE, 2005 regista o melhor desempenho até ao momento. De referir que o ano de 2003 apresenta os valores mais elevados de 4 dos 5 indicadores, sendo a excepção o SAIFI, constituindo o 2.º ano com pior desempenho, recordando que o ano de 2000 foi excluído desta análise devido aos elevados valores registados. 9

24 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-7 Indicadores gerais de continuidade de serviço em Portugal continental em função dos valores de 2007, com exclusão das interrupções devidas a c.f.f.m. nem razões de segurança SARI ENF TIE SAIFI SAIDI Fonte: REN A análise da Figura 1-7 permite constatar que com exclusão das interrupções motivadas por c.f.f.m. e razões de segurança, o ano de 2005 continua a apresentar o melhor desempenho nos anos de análise, avaliado com base em 4 dos 5 indicadores, sendo a excepção o SARI, para o qual o melhor desempenho foi registado em O ano de 2007 constitui o segundo ano com melhor desempenho, para os indicadores SAIFI e SAIDI. Para os indicadores associados à energia (ENF e TIE) o segundo melhor ano é o de INDICADORES GERAIS CONSIDERANDO O ESTABELECIDO NO RQS PORTUGAL CONTINENTAL Atendendo ao estabelecido no RQS Portugal continental, para efeitos de determinação dos indicadores gerais de continuidade de serviço são consideradas apenas as interrupções de duração superior a três minutos. O Quadro 1-1 apresenta os valores dos indicadores para 2007, determinados nessas condições, e evidenciando a influência da interrupção devida c.f.f.m.. 10

25 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-1 Valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço em Portugal continental, em 2007, considerando as interrupções com duração superior a três minutos Indicadores gerais de continuidade de serviço Sem a interrupção devida a c.f.f.m. Devido à interrupção classificada como c.f.f.m. Total ENF (MWh) 69,100 6,200 75,300 TIE (min) 0,735 0,066 0,801 SAIFI 0,101 0,014 0,116 SAIDI (min) 0,726 0,062 0,788 SARI (min) 7,157 4,300 6,800 Da análise do quadro anterior, e excluído o indicador SARI, verifica-se que, em 2007, o incidente classificado como c.f.f.m. contribuiu para o valor total dos indicadores em 8,2% (ENF e TIE), 7,9% (SAIDI) e 12,5% (SAIFI). ANÁLISE DA INFLUÊNCIA DAS INTERRUPÇÕES COM DURAÇÃO INFERIOR A 3 MINUTOS NOS INDICADORES GERAIS De seguida é efectuada a análise da influência das interrupções com duração inferior a 3 minutos na avaliação do desempenho da rede de transporte. Para o efeito, o Quadro 1-2 apresenta os valores dos indicadores considerando todas as interrupções, independentemente da sua duração, e apresenta os indicadores considerando apenas as interrupções com duração inferior a 3 minutos. De referir que, os valores apresentados não são comparáveis com os valores analisados na Figura 1-1 Evolução da ENF na rede de transporte de Portugal continental, de 1994 a 2007, considerando a totalidade das interrupções Figura 1-1 à Figura 1-7, devido às interrupções que consideram. Quadro 1-2 Impacto das interrupções com duração inferior ou igual a 3 minutos no valor dos indicadores gerais da rede transporte de Portugal continental, em 2007 Indicadores gerais de continuidade de serviço Sem o incidente classificado como c.f.f.m. Total Interrupções % Interrupções % t 3 min (1) Todas (2) (1)*100/(2) t 3 min (1) Todas (2) (1)*100/(2) ENF (MWh) 6,80 75,90 9% 6,80 82,10 8% TIE (min) 0,07 0,81 9% 0,07 0,87 8% SAIFI 0,07 0,17 42% 0,07 0,19 38% SAIDI (min) 0,15 0,88 17% 0,15 0,94 16% SARI (min) 2,12 5,06 42% 2,12 5,00 42% Da análise do quadro anterior, verifica-se a relevância das interrupções com duração inferior ou igual a três minutos no valor dos indicadores gerais de continuidade de serviço. De referir que, a interrupção motivada por c.f.f.m., teve uma duração superior a 3 minutos. O indicador SARI é determinado através do quociente entre a duração e a frequência das interrupções, a exclusão da interrupção com origem em c.f.f.m. com uma pequena duração não tem grande influência no indicador. 11

26 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ANÁLISE DOS INDICADORES GERAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO DECOMPOSTOS POR ENF 1, ENF 2 E ENF 3 A partir de 2005, a REN apresentou informação relativa às interrupções de acordo com as três parcelas de energia não fornecida estabelecidas no RQS Portugal continental, atendendo à responsabilidade de cada entidade: ENF 1 Responsabilidade da entidade concessionária da rede de transporte de Portugal continental. ENF 2 Responsabilidade indirecta da entidade concessionária da rede de transporte de Portugal continental. ENF 3 Responsabilidade do distribuidor vinculado. Neste ponto analisam-se os indicadores gerais de continuidade de serviço considerando as três parcelas de energia não fornecida e respectivos tempos de interrupção associados. Em 2007, das 13 interrupções ocorridas, independentemente da sua duração e causa, 5 tiveram duração acrescida devido à necessidade do operador da rede de distribuição efectuar operações na rede. O operador da rede de distribuição não ultrapassou os tempos de actuação máximos acordados com a entidade concessionária da rede de transporte de Portugal continental em nenhuma destas 5 interrupções. Nos pontos de entrega, os tempos de interrupção associados à ENF 1 e à ENF 2 variaram, respectivamente, entre 0,6 e 11,5 minutos e entre 0,7 e 4,0 minutos. As Figura 1-8 e Figura 1-9 apresentam os indicadores ENF e TIE diferenciando as três parcelas referidas anteriormente. 12

27 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-8 Parcelas da ENF na rede de transporte de Portugal continental, de 2005 a ENF (MWh) Responsabilidade da entidade concessionária da RNT 2 - Responsabilidade indirecta da entidade concessionária da RNT 3 - Responsabilidade do distribuidor vinculado Figura Parcelas do TIE na rede de transporte de Portugal continental, de 2005 a ,0 3,5 3,0 TIE (minutos) 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 1 - Responsabilidade da entidade concessionária da RNT 2 - Responsabilidade indirecta da entidade concessionária da RNT 3 - Responsabilidade do distribuidor vinculado Em 2007, a percentagem de energia não fornecida associada à responsabilidade de cada entidade relativamente à ENF total, e consequentemente de TIE, foi a seguinte: ENF 1 : 88% da ENF. ENF 2 : 12% da ENF. ENF 3 : 0% da ENF. A ENF 1 ficou a dever-se, maioritariamente, às interrupções registadas no PdE Subestação de Estói e no PdE Subestação da Batalha, representando 61% do valor total. As mesmas interrupções representaram 61% da ENF 2. 13

28 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO A Figura 1-10 apresenta o indicador SAIDI considerando os tempos de interrupção associados às parcelas de energia não fornecida ENF 1 e ENF 2. Por não resultar directa ou indirectamente da sua acção, a REN não dispõe dos tempos de interrupção que são da responsabilidade do operador da rede de distribuição (tempo de interrupção associado à ENF 3 ), motivo pelo qual não se apresenta a parcela do indicador SAIDI devido a estas durações. Figura 1-10 Parcelas do SAIDI na rede de transporte de Portugal continental, de 2005 a minutos/pde Responsabilidade da entidada concessionária da RNT 2 - Responsabilidade indirecta da entidada concessionária da RNT Em 2007, o valor do SAIDI correspondente à responsabilidade directa e indirecta da entidade concessionária da rede de transporte de Portugal continental foi de 0,93 e de 0,15 minutos/pde, respectivamente CARACTERIZAÇÃO DOS PONTOS DE ENTREGA DA REDE DE TRANSPORTE Neste ponto é apresentada a caracterização da qualidade de serviço em cada um dos pontos de entrega da rede de transporte com base nos indicadores individuais de continuidade de serviço estabelecidos no RQS Portugal continental. Em 31 de Dezembro de 2007 a rede de transporte tinha 69 PdE, sendo 18 PdE a clientes em MAT e 51 PdE à rede de distribuição INDICADORES INDIVIDUAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO O Quadro 1-3 e o Quadro 1-4 apresentam, para os pontos de entrega onde ocorreram interrupções no ano de 2007, o número de interrupções e a duração total das interrupções ocorridas. Os pontos de entrega estão ordenados por valor crescente da frequência das interrupções e da sua duração total. 14

29 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-3 Frequência das interrupções na rede de transporte de Portugal continental, por ponto de entrega, em 2007 Pontos de Entrega Frequência das Interrupções Instalação Nível de tensão (kv) Un Uc t<1min 1min=<t=<3min t>3min Total Setúbal 60 63,0 1 1 Mogadouro 60 63,0 1 1 Torrão 60 64,2 1 1 Canelas 60 64,0 1 1 Valdigem 60 64,0 1 1 Alto de Mira 60 62,9 1 1 Batalha 60 63,5 1 1 Estói 60 63,5 1 1 Custóias 60 64,2 1 1 Paraímo 60 63,0 1 1 Estarreja 60 63,0 1 1 Ferro 60 63,0 2 2 Total Un Tensão de alimentação nominal Uc Tensão de alimentação declarada Fonte: REN Quadro 1-4 Duração total das interrupções na rede de transporte de Portugal continental, por ponto de entrega, em 2007 Pontos de Entrega Duração Total das Interrupções (min) Instalação Nível de tensão (kv) Un Uc t<1min 1min=<t=<3min t>3min Total Setúbal 60 63,0 0,6 0,6 Paraímo 60 63,0 2,4 2,4 Estarreja 60 63,0 2,9 2,9 Ferro 60 63,0 4,7 4,7 Mogadouro 60 63,0 4,1 4,1 Custóias 60 64,2 4,3 4,3 Canelas 60 64,0 5,8 5,8 Torrão 60 64,2 5,9 5,9 Valdigem 60 64,0 6,8 6,8 Batalha 60 63,5 7,3 7,3 Alto de Mira 60 62,9 8,7 8,7 Estói 60 63,5 11,5 11,5 Total 0,6 10,0 54,4 65,0 Un Tensão de alimentação nominal Uc Tensão de alimentação declarada Fonte: REN Da análise dos quadros anteriores destaca-se o seguinte: 15

30 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Em 2007 ocorreram 13 interrupções, verificando-se que: 7,7% das interrupções tiveram duração inferior a um minuto. 30,8% das interrupções tiveram duração compreendida entre um minuto e três minutos. 61,5% das interrupções tiveram duração superior a três minutos. Foram afectados 12 PdE por interrupções de serviço, o que corresponde a 17% dos pontos de entrega, verificando-se que: 11 PdE (16% do total de pontos de entrega) registaram 1 interrupção. 1 PdE (1% do total de pontos de entrega) registou 2 interrupções. O PdE Subestação de Estói registou o maior tempo de interrupção, 11,5 minutos. Não houve interrupções em PdE a clientes directos da rede de transporte de Portugal continental CUMPRIMENTO DOS NÍVEIS MÍNIMOS DE QUALIDADE E PAGAMENTO DE COMPENSAÇÕES Considerando a informação apresentada no Quadro 1-3 e no Quadro 1-4, em 2007 verificou-se o cumprimento dos padrões definidos no RQS Portugal continental em todos os pontos de entrega da rede de transporte de Portugal continental, dado que em nenhum deles se registaram mais de 8 interrupções, nem uma duração total de interrupção superior a 4 horas. De referir que todos os PdE afectados por interrupções são em AT e, nenhum dos PdE são a clientes directos da rede de transporte. De acordo com exposto, em 2007, não houve pagamento de compensações a clientes, por parte do operador da rede de transporte CAUSA DAS INTERRUPÇÕES Na Figura 1-11 é possível analisar a contribuição de cada uma das causas das interrupções para o valor total do número de interrupções ocorridas, para a duração total das interrupções e para o valor da energia não fornecida directamente da responsabilidade da rede transporte de Portugal continental (ENF 1 ). Na barra referente ao número de interrupções encontra-se indicado o número de interrupções devidas a cada uma das causas. Da mesma forma, nas barras referentes à ENF e à duração das interrupções são indicados os valores de ENF e da duração das várias interrupções por tipos de causa. 16

31 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-11 Interrupções da rede de transporte em Portugal continental por tipo de causa, em ,4 Duração interrupções (min) ENF1 (MWh) 7,5 20,7 29,9 14,1 1,3 6,5 28,1 11,5 8,7 5,9 6,2 4,3 2,0 N.º interrupções % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Erro humano - Manobras, conservação, montagens e ensaios Outras causas - Desconhecidas Descargas atmosféricas Sistemas de comando e controlo Sistemas de protecção Disjuntor C.f.f.m. (Vandalismo) Fonte: REN Analisando a Figura 1-11 verifica-se o seguinte: Que o erro humano foi a causa que originou o maior número de interrupções em 2007 (cinco). Estas interrupções representam 38,5% do número de interrupções e 31,8% da duração das interrupções, no entanto, representam apenas 9,1% da ENF 1 do ano em análise. As duas interrupções causadas pelos sistemas de protecção representaram a maior parcela de ENF, 36,4% da ENF 1 do ano em análise. De igual modo, a interrupção causada pelo disjuntor, influenciou fortemente o valor total da ENF 1 de 2007, contribuindo com 34,2% deste valor. Em 2007 ocorreram 2 interrupções com origem em Outras Causas Desconhecidas que representaram 15,4% do número de interrupções, 10% da duração das interrupções e 1,6% ENF 1 do ano em análise INCIDENTES NAS REDES COM MAIOR IMPACTO NA QUALIDADE DE SERVIÇO A REN classifica como incidente grave todo aquele de que resulte um valor de energia não fornecida igual ou superior a 10 MWh. De acordo com esta classificação, no ano de 2007, registaram-se os seguintes dois incidentes graves: 15 de Outubro Na Subestação da Batalha dispararam os quatro transformadores, ao fim de 2,5 segundos, devido a um defeito que se verificou na linha Chão Falcão/Batalha. Este defeito não foi eliminado pelas protecções do painel pelo facto de estas se encontrarem incorrectamente orientadas. Deste incidente resultaram 22 MWh de ENF 1. 17

32 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO de Dezembro Na sequência da eliminação de um defeito trifásico com terra na linha Estói/Tavira, o disjuntor da fase 4 explodiu e o circuito perdeu isolamento. Esta ocorrência levou ao disparo dos 3 transformadores em serviço resultando 28,1 MWh de ENF QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO NA REDE DE TRANSPORTE CARACTERIZAÇÃO DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Tendo por base a informação disponibilizada no Relatório da Qualidade de Serviço da REN e a informação disponibilizada trimestralmente à ERSE, o plano de monitorização da qualidade da onda de tensão da REN contemplou a realização de medidas em 65 subestações e pontos de interligação da rede de transporte de Portugal continental, abrangendo a totalidade dos pontos de entrega em que é viável a medição. Para tal foram utilizados: Equipamentos fixos Em 14 instalações, com medição das características da onda de tensão durante as 52 semanas do ano. Equipamentos móveis Utilização de 15 unidades de aquisição de dados instaladas rotativamente em diferentes pontos da rede, com períodos de medição de 4 ou 8 semanas. A taxa de realização do plano de monitorização foi de 98,9%. As razões apontadas pelo operador da rede de transporte, para justificar o facto de o plano não ter sido realizado a 100%, foram anomalias verificadas em equipamentos fixos que implicaram que o período útil de medição tivesse sido inferior a 52 semanas RESULTADOS DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO De acordo com o estabelecido no RQS Portugal continental, a obrigação de monitorização da qualidade da onda de tensão é aplicável apenas aos pontos de entrega, daí que a análise efectuada neste relatório incida nestes pontos, à semelhança do efectuado nos anos anteriores. Importa referir que os valores de referência indicados são os estabelecidos para serem cumpridos em 95% do período de monitorização. A verificação dos valores registados para os incumprimentos dos padrões é feita para 100% do período de monitorização RESULTADOS DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO PONTOS FIXOS O Quadro 1-5 apresenta os 5 pontos de entrega incluídos no plano de monitorização de 2007 com monitorização anual. 18

33 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-5 Caracterização dos pontos com monitorização permanente da rede de transporte de Portugal continental, em 2007 Ponto de Entrega Tensão declarada (kv) Período de monitorização (n.º de semanas) Taxa de realização (%) SE de Tunes 63, ,46 SE de Alto de Mira 62, ,00 SE de Vermoim 64, ,77 SE de Pereiros 64, ,00 SE de Sines 61, ,00 Fonte: REN Os casos em que a monitorização não foi realizada nas 52 semanas foram justificados pela ocorrência de anomalias nos equipamentos instalados nas subestações de Tunes e de Vermoim. Em 2007 não se registou qualquer incumprimento dos limites regulamentares nos pontos de entrega da rede de transporte de Portugal continental com monitorização permanente. De seguida, apresenta-se para os pontos de entrega monitorizados permanentemente, o registo que mais se aproximou dos limites de referência estabelecidos regulamentarmente, para cada característica da onda de tensão. De acordo com o exposto, a situação foi a seguinte, por característica: Frequência (nível de referência máximo e mínimo: -1% e 1%). O valor mínimo foi registado na SE de Alto de Mira, -0,06% e o valor máximo foi registado na SE de Sines, 0,08%. Amplitude da tensão (valor máximo e mínimo de referência, +5%U c e -5%U c ). O valor máximo foi registado na SE de Tunes, 3,33%U c e o valor mínimo foi registado na SE de Sines -2,25%U c. Tremulação (valor máximo de tremulação de curta duração, P st :1 e valor máximo de tremulação de longa duração, P lt :1). O valor de P st que mais se aproximou do nível de referência foi registado na SE de Alto de Mira 0,6, a SE de Vermoim registou o valor de P lt mais elevado, 0,55. Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (valor máximo de referência, 2%). O valor que mais se aproximou registou-se no ponto de monitorização SE de Alto de Mira, 0,77%. Distorção harmónica (níveis de referência - 3.ª harmónica: 3% U c ; 5.ª harmónica: 4,5% U c ; 7.ª harmónica: 3%). A SE de Vermoim registou o valor da 3.ª harmónica mais próximo do valor de referência, 0,5% U c. No caso da 5.ª harmónica, o valor mais elevado registou-se na SE de Tunes, 2,72% U c. O valor mais próximo do nível de referência para a 7.ª harmónica foi registado na SE de Alto de Mira, 1,04% U c. O Quadro 1-6 apresenta a síntese de todos os pontos fixos abrangidos pelo plano de monitorização para os quais se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de 19

34 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO tensão durante os anos de 2003 a Os pontos monitorizados que não são pontos de entrega estão sinalizados a cinza. Quadro 1-6 Características da onda de tensão em pontos fixos da rede de transporte de Portugal continental, com incumprimentos registados nos anos de 2003 a 2007 Ponto de monitorização SE de Vermoim SE de Alto de Mira Nível de Tensão (kv) SE de Pereiros Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) Distorção da 3.ª harmónica Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) valor eficaz da tensão valor eficaz da tensão Fonte: REN Analisando o Quadro 1-6 verifica-se que, em 2007, à semelhança dos anos anteriores, o nível de tensão de 150 kv da Subestação de Vermoim não cumpriu os valores limite de severidade de tremulação. Segundo o Relatório da Qualidade de Serviço da REN, esta situação tem origem num cliente alimentado em T a partir de uma das linhas de 150 kv que liga as subestações de Vermoim e Ermesinde. Na Subestação Alto de Mira, no nível de tensão 220 kv, e na Subestação de Pereiros, no nível de tensão 150 kv, foram ultrapassados os valores máximos eficazes da tensão. Recorde-se, no entanto, que o ultrapassar dos limites nestes pontos não corresponde a incumprimentos regulamentares, pois estes pontos não constituem pontos de entrega da rede de transporte RESULTADOS DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO PONTOS MÓVEIS O Quadro 1-7 apresenta os pontos de entrega em que houve registo de incumprimentos dos limites das características da onda de tensão, identificando o nível de tensão e o período de medição, sendo assinaladas as características cujos valores medidos não respeitaram os limites estabelecidos regulamentarmente. 20

35 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-7 Características da onda de tensão com incumprimentos, monitorizadas com equipamentos móveis na rede de transporte de Portugal continental, em 2007 Ponto de entrega Tensão declarada (kv) Período de Monitorização (dd/mm) SE de Ermesinde 64,2 23/04 a 21/05 SE de Ferreira do Alentejo 64,2 26/11 a 24/12 SE do Ferro 63,0 03/08 a 31/08 SE do Torrão 64,2 15/03 a 12/04 Fonte: REN Incumprimento dos valores regulamentares Características Valor Registado Nível de referência Severidade de tremulação P st nas duas fases 1,09 1 Amplitude da tensão (valor mínimo) -6,6%U c -5%U c Severidade de tremulação P st e P lt em uma fase 1,99 e 1,97 1 Desequilíbrio de fases 3,66% 2% Amplitude da tensão (valor mínimo) -11,28%U c -5%U c Amplitude da tensão (valor máximo) 5,35%U c 5%U c Em 2007, verificou-se o incumprimento dos limites de severidade de tremulação, da amplitude da tensão e do desequilíbrio do sistema trifásico de tensões. Em relação à Subestação de Ermesinde, à semelhança do ano anterior, a REN justifica os níveis de tremulação com a existência de uma instalação de um cliente que é alimentada em T a partir de uma das linhas de 150 kv desta subestação. De acordo com o seu relatório da qualidade de serviço, a REN procedeu a uma análise detalhada das condições de exploração da Subestação do Ferro e solicitou informação complementar ao consumidor ligado a esta subestação. No entanto da REN ainda não identificou a origem da perturbação. O Quadro 1-8 apresenta um resumo dos pontos de entrega monitorizados com equipamentos de monitorização móveis, nos quais todas as características da onda de tensão medidas se encontravam dentro dos limites estabelecidos. Para cada ponto de entrega monitorizado identifica-se o nível de tensão e o período de medição. 21

36 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-8 Pontos de entrega da rede de transporte de Portugal continental monitorizados com equipamentos móveis e com todas as características da onda de tensão dentro dos limites estabelecidos, em 2007 Ponto de entrega Tensão declarada (kv) Período de Monitorização (dd/mm) Ponto de entrega Tensão declarada (kv) Período de Monitorização (dd/mm) SE de Fernão Ferro 62,7 01/01 a 28/01 SE de Mogofores 63,0 25/06 a 23/07 SE de Fanhões 63,5 09/01 a 11/03 SE da Mourisca 64,0 26/06 a 24/07 SE do Carregado 64,2 11/01 a 08/02 SE de Paraímo 63,0 26/06 a 24/07 SE de Sacavém 1 31,4 11/01 a 07/02 SE da Falagueira 63 30/07 a 27/08 SE de Sacavém 2 63,8 11/01 a 07/01 SE de Chafariz 63,0 02/08 a 30/08 SE de Trajouce 62,8 08/02 a 08/03 SE de Vila Chã 63,0 03/08 a 31/08 SE de Carriche 62,4 08/02 a 08/03 SE da Bodiosa 63,0 04/09 a 02/10 SE de Custóias 64,2 15/03 a 12/04 SE do Pocinho 64,2 04/09 a 02/10 SE de Guimarães 64,0 15/03 a 12/04 SE de Valdigem 64,2 04/09 a 02/10 SE de Recarei 64,2 15/03 a 12/04 SE de Chaves 63,7 05/09 a 03/10 SE de Canelas 64,0 23/04 a 21/05 SE de Mogadouro 63,0 05/09 a 03/10 SE de Oleiros 64,2 23/04 a 21/05 SE de Setúbal 63,0 12/10 a 09/11 SE de Riba d'ave 64,2 23/04 a 18/06 SE de Porto Alto 63,0 15/10 a 12/11 SE de Vila Fria 64,0 23/04 a 21/05 SE da Batalha 63,5 16/10 a 13/11 SE do Zêzere 64,0 23/04 a 21/05 SE de Penela 63,5 17/10 a 14/11 SE de Estarreja 63,0 24/05 a 21/06 SE de Portimão 63,0 14/11 a 12/12 SE de Pombal 63,0 25/05 a 22/06 SE de Estói 63,5 15/11 a 13/12 SE de Rio Maior 63,5 25/05 a 22/06 SE de Évora 63,0 16/11 a 14/12 SE de Lavos 63,0 26/05 a 23/06 PC Ermidas do Sado 157,0 16/11 a 14/12 Fonte: REN Nesta secção apresenta-se, sempre que se aplique, para os pontos de entrega monitorizados e para cada nível de tensão com pontos de entrega monitorizados (150 kv e 60 kv), o registo que mais se aproximou dos níveis de referência estabelecidos regulamentarmente, para cada característica da qualidade da onda de tensão. No que respeita ao nível de tensão de 150 kv o único ponto de entrega monitorizado é o Posto de Corte de Ermidas do Sado. De acordo com o exposto, no que respeita aos níveis máximos e mínimos de cada característica, registados nos pontos de entrega monitorizados, a situação foi a seguinte, por característica e por nível de tensão: Frequência (nível de referência máximo e mínimo: -1% e 1%): 150 kv Os valores máximos e mínimos registados no Posto de Corte Ermidas do Sado foram 0,08% e -0,06%. 22

37 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO kv O valor máximo foi registado na SE de Ferreira do Alentejo, -0,07% e o valor mínimo foi registado na SE da Falagueira, 0,06%. Amplitude da tensão (valor máximo e mínimo de referência, +5%U c e -5%U c ): 150 kv - Os valores máximos e mínimos registados no Posto de Corte Ermidas do Sado foram +3,66%U c e -0,36%U c. 60 kv - Os valores que mais se aproximaram dos limites registaram-se no ponto de monitorização SE de Lavos, -3,56%U c, e na SE de Trajouce, +4,66%U c. Tremulação (valor máximo de tremulação de curta duração P st : 1): 150 kv - O valor que mais se aproximou registou-se no ponto de monitorização Posto de Corte de Ermidas do Sado, 0, kv - O valor que mais se aproximou registou-se no ponto de monitorização SE do Carregado, 0,81. Tremulação (valor máximo de tremulação de longa duração P lt : 1): 150 kv - O valor que mais se aproximou registou-se no ponto de monitorização Posto de Corte de Ermidas do Sado, 0, kv - O valor que mais se aproximou registou-se no ponto de monitorização SE do Zêzere, 0,99. Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (valor máximo de referência, 2%): 150 kv - O valor que mais se aproximou registou-se no ponto de monitorização Posto de Corte de Ermidas do Sado, 0,49%. 60 kv - O valor que mais se aproximou registou-se no ponto de monitorização SE de Ermesinde, 0,96%. O Quadro 1-9 apresenta os valores máximos de distorção harmónica, por nível de tensão, registados nos diversos pontos de monitorização. 23

38 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-9 Valores máximos da 3.ª, 5.ª e 7.ª harmónicas registados por nível de tensão nos PdE da rede de transporte de Portugal continental, em 2007 Ordem da harmónica Fonte: REN 3.ª 5.ª 7.ª Nível de Tensão (kv) Ponto de Monitorização Valor Máximo (%U c ) Nível de referência (%U c ) 150 PC Ermidas do Sado 0,18 2,0 60 SE Ferro 1,91 3,0 150 PC Ermidas do Sado 1,92 3,0 60 SE Trajouce 3,32 4,5 150 PC Ermidas do Sado 0,90 2,0 60 SE Trajouce 1,45 3,0 O Quadro 1-10 apresenta a síntese dos pontos de entrega nos quais se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão nos anos de 2003 a

39 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-10 Características da onda de tensão em pontos de entrega da rede de transporte de Portugal continental, com incumprimentos dos limites regulamentares registados nos anos de 2003 a 2007 Ponto de Entrega Nível de Tensão (kv) SE do Carregado 60 SE de Chafariz 60 SE de Carriche 60 SE de Ermesinde 60 SE da Falagueira 60 SE de Fanhões 60 SE de Ferreira do Alentejo 60 SE do Ferro 60 SE de Guimarães 60 SE de Porto Alto 60 SE de Sacavém 2 30 SE de Trajouce 60 SE de Vila Chã 60 SE do Zêzere 60 SE do Torrão 60 Fonte: REN Amplitude da tensão Severidade de tremulação (flicker) Amplitude da tensão Severidade de tremulação (flicker) Amplitude da tensão Amplitude da tensão Severidade de tremulação (flicker) Amplitude da tensão Severidade de tremulação (flicker) Distorção harmónica Severidade de tremulação (flicker) Amplitude da tensão Amplitude da tensão Desequilíbrio de fases Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) Amplitude da tensão Desequilíbrio de fases Amplitude da tensão Severidade de tremulação (flicker) Amplitude da tensão 25

40 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Pela análise do Quadro 1-10, verifica-se que os incumprimentos registados nos últimos quatro anos se referem à amplitude da onda de tensão, à distorção harmónica, à severidade de tremulação e ao desequilíbrio de fases. CAVAS DE TENSÃO No Quadro 1-11 são apresentados os resultados das monitorizações relativas às cavas de tensão nos pontos de entrega. Os valores indicados apresentam uma agregação temporal das cavas de tensão registadas nas três fases. As cavas simultâneas em mais do que uma fase estão contabilizadas como eventos múltiplos, ou seja, uma cava que afecte duas fases é registada como correspondendo a duas ocorrências e, correspondentemente, uma cava que afecte três fases é registada como correspondendo a três ocorrências. Os valores não traduzem uma agregação espacial das cavas e, deste modo, uma cava com repercussão em vários pontos de medição é contabilizada em todos esses pontos. 26

41 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-11 Resultados das acções de monitorização das cavas de tensão nos PdE da rede de transporte de Portugal continental, em 2007 Ponto de Medição Amplitude Número / Duração (segundos) Nível de tensão (kv) Identificação (%Uc) Un Uc ]0,01 ; 0,1] ]0,1 ; 0,25] ]0,25 ; 0,5] ]0,5 ; 1] ]1 ; 3] ]3 ; 20] [10, 20[ [20, 30[ [30, 40[ [40, 50[ Tunes [50, 60[ 2 1 [60, 70[ 2 1 [70, 80[ 1 [80, 90[ [90, 99[ [10, 20[ 9 4 [20, 30[ 2 1 [30, 40[ 13 [40, 50[ ,9 Alto Mira [50, 60[ 4 [60, 70[ 5 2 [70, 80[ [80, 90[ 1 2 [90, 99[ [10, 20[ 12 2 [20, 30[ [30, 40[ [40, 50[ Vermoim [50, 60[ [60, 70[ 12 1 [70, 80[ 8 1 [80, 90[ 1 [90, 99[ [10, 20[ [20, 30[ [30, 40[ [40, 50[ ,2 Pereiros [50, 60[ 1 [60, 70[ [70, 80[ 2 1 [80, 90[ 1 1 [90, 99[ 1 [10, 20[ 27 2 [20, 30[ [30, 40[ 5 2 [40, 50[ 60 61,7 Sines [50, 60[ 1 1 [60, 70[ [70, 80[ [80, 90[ [90, 99[ Un Tensão de alimentação nominal Uc Tensão de alimentação declarada Fonte: REN De referir que, tal como nos últimos anos, registaram-se cavas de tensão nos barramentos de 150 kv das subestações de Vermoim e de Palmela. A Figura 1-12 permite visualizar a distribuição da ocorrência das cavas de tensão nos pontos de entrega com monitorização anual, em função da amplitude e duração das mesmas. 27

42 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-12 Cavas de tensão registadas nos PdE da rede de transporte de Portugal continental com monitorização anual, em N.º de cavas Duração (s) Amplitude (%Uc) Fonte: REN Relativamente à amplitude, 47% das cavas de tensão registadas têm uma amplitude entre 10% e 20% da tensão de alimentação declarada e as cavas de tensão com amplitude superior a 50% da tensão declarada são as menos frequentes, representando 19% das cavas. Em termos de duração, 66% das cavas de tensão apresentam duração inferior ou igual a 0,1 segundos e 21% apresentam uma duração superior a 0,1 segundos e inferior a 0,25 segundos. As cavas de tensão com amplitude entre 10% e 20% da tensão de alimentação declarada e duração inferior a 0,1 segundos representam 33% do total de cavas ocorridas em 2007, em 2006 representaram 30% do total de cavas ocorridas e em 2005 representaram 29% do total de cavas ocorridas. 1.3 CONTINUIDADE DE SERVIÇO NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA EM PORTUGAL CONTINENTAL Nos pontos seguintes analisa-se a informação disponibilizada pela EDP distribuição e pala cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais. 28

43 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Relativamente à informação disponibilizada, trimestralmente pela EDP, refere-se à caracterização geral das redes de distribuição e à caracterização dos PdE que a integram através dos indicadores gerais e individuais EDP DISTRIBUIÇÃO CARACTERIZAÇÃO GERAL Atendendo a que a qualidade de serviço mínima a prestar pelos operadores das redes de distribuição é estabelecida no RQS Portugal continental em função de três zonas geográficas (Zona A, Zona B e Zona C) e que a EDP Distribuição se encontra organizada em 14 áreas de rede de âmbito regional, a EDP Distribuição disponibilizou informação trimestral e anual, discriminada por zona geográfica de qualidade de serviço e por área de rede. Adicionalmente ao estabelecido no RQS Portugal continental e à informação disponibilizada pela EDP Distribuição, é apresentado o indicador geral de continuidade de serviço SARI (Tempo médio de reposição de serviço do sistema), determinado pela ERSE. Para cada área de rede, os indicadores foram calculados tendo em conta todas as interrupções acidentais e previstas, com duração superior a 3 minutos, com origem nas redes de distribuição em AT, MT e BT e devidas a clientes ou produtores directamente ligados às mesmas (excluindo as interrupções com origem na RNT, o que explica as diferenças entre os valores apresentados no Relatório da Qualidade de Serviço da EDP Distribuição e no presente texto). Para facilitar a interpretação das figuras, chama-se a atenção para o facto de que quanto maior for o valor do indicador pior é o desempenho em termos de qualidade de serviço. TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE DA POTÊNCIA INSTALADA TIEPI A Figura 1-13 apresenta os valores trimestrais de TIEPI registados durante o ano de 2007, nas 14 áreas de rede e para a totalidade da rede de distribuição em MT da EDP Distribuição, relativos às interrupções previstas, às interrupções acidentais e ao total das interrupções verificadas. 29

44 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-13 Valores trimestrais de TIEPI considerando as interrupções previstas e acidentais, nas áreas de rede da EDP Distribuição, em minutos Grande Porto Grande Lisboa Ave - Sousa Península Setúbal Minho Beira Interior Trás-os-Montes EDP Distribuição Coimbra\Lousã Algarve Alentejo Litoral Centro Oeste Beira Litoral Vale do Tejo 1.º Trim 2.º Trim 3.º Trim 4.º Trim Interrupções acidentais Interrupções previstas Fonte: EDP Distribuição Da análise da Figura 1-13 destaca-se o seguinte: Relativamente às interrupções previstas, com menor peso no total das interrupções, a Área de Rede Beira Litoral destaca-se pelo valor mais elevado. Este facto pode dever-se ao plano de melhoria da qualidade de serviço, iniciado em 2006 nesta área de rede, implicando um aumento do número de interrupções previstas. Nas áreas de rede Ave-Sousa, Minho e Oeste não se realizaram interrupções previstas na rede de MT. No que respeita às interrupções acidentais e tal como em 2005 e em 2006, as áreas de rede Beira Litoral, Litoral Centro e Vale do Tejo apresentam o pior desempenho, sendo acompanhadas em 2007 pela Área de Rede Oeste. De referir que, face ao desempenho destas áreas de rede, a EDP Distribuição desenvolveu programas específicos de melhoria da qualidade de serviço para as áreas de rede Beira Litoral e Vale do Tejo, em curso durante 2007 e com final previsto para Considerando as interrupções previstas e acidentais, a Área de Rede Vale do Tejo apresenta o valor mais elevado de TIEPI, 234,01 minutos. A Figura 1-14 apresenta a variação percentual dos valores de TIEPI de 2007 face aos registados em 2006 nas 14 áreas de rede, ordenadas por ordem crescente do valor do indicador TIEPI, em

45 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-14 Variação percentual do TIEPI, de 2006 para 2007, em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição Grande Porto Grande Lisboa Ave - Sousa Península Setúbal Minho Beira Interior Trás-os-Montes % EDP Distribuição Coimbra\Lousã Algarve Alentejo Litoral Centro Oeste Beira Litoral Vale do Tejo Total das interrupções Interrupções previstas Interrupções acidentais Fonte: EDP Distribuição Efectuando uma análise da Figura 1-14, verifica-se uma melhoria nos valores de TIEPI, para todas as áreas de rede, relativamente ao total de interrupções, destacando-se as áreas de rede Grande Porto, Minho e Beira Litoral, que registaram melhorias de cerca de 60%. Na globalidade, em 2007, a EDP Distribuição registou uma diminuição de 46% do valor de TIEPI face a A análise dos dados fornecidos permite ainda verificar que, quer no que respeita às interrupções previstas, quer no que respeita às interrupções acidentais, se registou uma redução do TIEPI em todas as áreas de rede. Deste modo, o ano de 2007 retoma a tendência dos últimos anos de diminuição do valor de TIEPI, após um ano, o de 2006, em que este indicador não seguiu essa tendência. A evolução em cada uma das áreas de rede do valor de TIEPI, entre 2001 e 2007, é apresentada na Figura

46 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-15 Evolução dos valores do TIEPI em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2001 a Alentejo Algarve Ave-Sousa Beira Interior Beira Litoral Coimbra/Lousã minutos EDP Distribuição Grande Lisboa Grande Porto Litoral Centro Minho Oeste Península de Setúbal Trás-os-Montes Vale do Tejo Fonte: EDP Distribuição A Figura 1-15 demonstra a já referida tendência de melhoria dos valores do indicador TIEPI nos últimos anos. Em 2001, o valor de TIEPI estava compreendido entre 201,6 minutos na Área de Rede Grande Lisboa e 924,7 minutos na Área de Rede Vale do Tejo, com a EDP Distribuição a registar um valor de 455,7 minutos. Em 2007, o TIEPI variou entre 42,35 e 234,01 minutos respectivamente nas áreas de rede Grande Porto e Vale do Tejo. No mesmo ano, a EDP Distribuição registou um valor de 109,04 minutos. 32

47 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÃO DO SISTEMA SAIFI SAIFI MÉDIA TENSÃO SAIFI MT A Figura 1-16 apresenta os valores trimestrais de SAIFI MT registados no ano de 2007, nas 14 áreas de rede e para a totalidade da rede de MT da EDP Distribuição, relativos às interrupções previstas, às interrupções acidentais e ao total das interrupções verificadas. Figura 1-16 Valores trimestrais de SAIFI MT considerando as interrupções previstas e acidentais nas áreas de rede da EDP Distribuição, em Grande Porto Grande Lisboa Ave - Sousa Minho Trás-os-Montes Litoral Centro Algarve EDP Distribuição interrupções/pde Península Setúbal Beira Interior Coimbra\Lousã Alentejo Oeste Beira Litoral Vale do Tejo Fonte: EDP Distribuição 1.º Trim 2.º Trim 3.º Trim 4.º Trim Interrupções acidentais Interrupções previstas Da análise da Figura 1-16 destaca-se o seguinte: Em termos de interrupções previstas, as áreas de rede Beira Litoral, Alentejo e Vale do Tejo apresentam valores de SAIFI MT superiores aos registados nas restantes áreas de rede. Realçase a Área de Rede Beira Litoral, com o valor mais elevado de SAIFI MT, 0,15 interrupções/pde. Em relação às interrupções acidentais, realça-se a Área de Rede Vale do Tejo, com o valor mais elevado de SAIFI MT, 6,02 interrupções/pde. Considerando as interrupções previstas e as interrupções acidentais, o SAIFI MT por área de rede apresenta valores compreendidos entre 1,00 interrupções/pde na Área de Rede Grande Porto e 6,09 interrupções/pde na Área de Rede Vale do Tejo. A Figura 1-17 apresenta a variação percentual dos valores de SAIFI MT de 2007 face ao registado em 2006 nas 14 áreas de rede, ordenadas por ordem crescente do valor do indicador SAIFI MT, em

48 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-17 Variação percentual do SAIFI MT, de 2006 para 2007, em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição Grande Porto Grande Lisboa Ave - Sousa Minho Trás-os-Montes Litoral Centro Algarve EDP Distribuição Península Setúbal Beira Interior % Coimbra\Lousã Alentejo Beira Litoral Oeste Vale do Tejo Total das interrupções Interrupções previstas Interrupções acidentais Fonte: EDP Distribuição Efectuando a análise da Figura 1-17, ao nível das interrupções totais verifica-se uma redução do indicador SAIFI MT em 12 das 14 áreas de rede, com 50% de máximo de redução na Área de Rede Grande Lisboa. A maioria das áreas de rede apresenta melhorias compreendidas entre 30% e 50%. A única área de rede a apresentar uma evolução negativa foi a Península de Setúbal. A Área de Rede Vale do Tejo manteve os valores do ano A EDP Distribuição registou uma melhoria de 32%. A evolução em cada uma das áreas de rede do valor de SAIFI MT entre 2001 e 2007 é apresentada na Figura

49 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-18 Evolução dos valores do SAIFI MT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição de 2001 a Algarve Ave-Sousa Beira Interior Beira Litoral Coimbra / Lousã EDP Distribuição Grande Lisboa Grande Porto Litoral Centro Minho interrupções/pde Oeste Península de Setúbal Trás-os-Montes Vale do Tejo Fonte: EDP Distribuição A Figura 1-18 demonstra que os valores do indicador SAIFI MT têm vindo a registar uma evolução favorável. Em 2001, os valores de SAIFI MT estavam compreendidos entre 2,9 interrupções/pde na Área de Rede Grande Porto e 16,2 interrupções/pde na Área de Rede Vale do Tejo, com a EDP Distribuição a registar um valor de 9,2 interrupções/pde. Em 2007, o SAIFI MT variou entre 1,06 e 6,02 interrupções/pde respectivamente nas áreas de rede Grande Porto e Vale do Tejo. A EDP Distribuição registou um valor de 3,12 interrupções/pde para este indicador. SAIFI BAIXA TENSÃO SAIFI BT A Figura 1-19 apresenta os valores trimestrais de SAIFI BT para a rede de distribuição em BT da EDP Distribuição registados no ano de 2007, nas 14 áreas de rede relativos às interrupções previstas, às interrupções acidentais e ao total das interrupções verificadas. 35

50 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-19 Valores trimestrais de SAIFI BT considerando as interrupções previstas e acidentais nas áreas de rede da EDP Distribuição, em Grande Porto Grande Lisboa Ave - Sousa Minho Trás-os-Montes interrupções/clientes Algarve EDP Distribuição Alentejo Litoral Centro Coimbra\Lousã Beira Interior Península Setúbal Oeste Beira Litoral Vale do Tejo Fonte: EDP Distribuição 1.º Trim 2.º Trim 3.º Trim 4.º Trim Interrupções acidentais Interrupções previstas Da análise da Figura 1-19 destaca-se o seguinte: Em relação às interrupções previstas, as áreas de rede Vale do Tejo e Beira Litoral são as que apresentam os valores mais elevados, em torno de 0,17 interrupções/cliente. Relativamente às interrupções acidentais, podem identificar-se três conjuntos de áreas de rede: as áreas de rede Grande Porto, Grande Lisboa e Ave-Sousa, com valores de SAIFI BT inferiores a 2 interrupções/cliente, as áreas de rede Oeste, Beira Litoral e Vale do Tejo, com valores de SAIFI BT próximas ou superiores a 4 interrupções/cliente e as restantes áreas de rede com valores compreendidos entre 2 e 4 interrupções/cliente. A Área de Rede Vale do Tejo apresenta o valor mais elevado do indicador SAIFI BT, devido a interrupções acidentais, 5,23 interrupções/cliente. Considerando as interrupções previstas e acidentais, o valor mais elevado de SAIFI BT registou-se na Área de Rede Vale do Tejo, com 5,4 interrupções/cliente. A Figura 1-20 apresenta a variação percentual dos valores do SAIFI BT de 2007 face ao registado em 2006 nas 14 áreas de rede, ordenadas por ordem crescente do valor do indicador SAIFI BT, em

51 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-20 Variação percentual do SAIFI BT, de 2006 para 2007, em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição % Grande Porto Grande Lisboa Ave-Sousa Minho Trás-os-Montes Algarve EDP Distribuição Alentejo Litoral Centro Coimbra/Lousã Beira Interior Península de Setúbal Oeste Beira Litoral Vale do Tejo Total das interrupções Interrupções previstas Interrupções acidentais Fonte: EDP Distribuição Efectuando uma análise da Figura 1-20, verificou-se um agravamento do SAIFI BT em apenas 1 das 14 áreas de rede considerando a totalidade das interrupções, 49% na Península de Setúbal. A EDP Distribuição registou uma diminuição de 32%, face a As maiores diminuições registaram-se nas áreas de rede Grande Porto, Minho e Litoral Centro, 45%. A evolução em cada uma das áreas de rede do valor de SAIFI BT, entre 2001 e 2007, é apresentada na Figura

52 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-21 Evolução dos valores do SAIFI BT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, 2001 a Alentejo Algarve Ave-Sousa Beira Interior Beira Litoral Coimbra / Lousã EDP Distribuição interrupções/clientes Grande Lisboa Grande Porto Litoral Centro Minho Oeste Península de Setúbal Trás-os-Montes Vale do Tejo Fonte: EDP Distribuição A Figura 1-21 demonstra que os valores do indicador SAIFI BT têm vindo a registar uma evolução favorável, à semelhança dos restantes indicadores já analisados. Em 2001, os valores de SAIFI BT por área de rede estavam compreendidos entre 3,0 interrupções/cliente na Área de Rede Grande Porto e 15,1 interrupções/cliente na Área de Rede Vale do Tejo, tendo a EDP Distribuição registado um valor de 7,8 interrupções/cliente. Em 2007, o SAIFI BT variou entre 1,16 e 5,40 interrupções/cliente nas áreas de rede Grande Porto e Vale do Tejo, respectivamente. A EDP Distribuição registou um SAIFI BT de 2,77 interrupções/cliente. DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA SAIDI SAIDI MÉDIA TENSÃO SAIDI MT A Figura 1-22 apresenta os valores trimestrais de SAIDI MT, para a rede de distribuição em MT da EDP Distribuição, registados no ano de 2007, nas 14 áreas de rede relativos às interrupções previstas, às interrupções acidentais e ao total das interrupções verificadas. 38

53 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-22 Valores trimestrais de SAIDI MT nas áreas de rede da EDP Distribuição considerando as interrupções previstas e acidentais, em Grande Porto Grande Lisboa Ave - Sousa Península Setúbal Minho minutos/pde Trás-os-Montes Beira Interior EDP Distribuição Algarve Litoral Centro Coimbra\Lousã Oeste Alentejo Beira Litoral Vale do Tejo Fonte: EDP Distribuição 1.º Trim 2.º Trim 3.º Trim 4.º Trim Interrupções acidentais Interrupções previstas Da análise da Figura 1-22 destaca-se o seguinte: Ao nível das interrupções previstas, as áreas de rede Beira Litoral e Alentejo registaram os valores mais elevados (acima dos 20 minutos/pde). Para as interrupções acidentais, o indicador apresenta o valor mais elevado para a Área de Rede Vale do Tejo, 314,74 minutos/pde. As restantes áreas de rede apresentam valores de SAIDI MT inferiores a 250 minutos/pde. Relativamente ao total das interrupções, as áreas de rede Beira Litoral e Vale do Tejo, apresentam os valores mais elevados de SAIDI MT, 274,90 e 326,82 minutos/pde, respectivamente. As áreas de rede que apresentaram melhor desempenho foram Grande Porto, Grande Lisboa e Ave-Sousa, com valores inferiores a 80 minutos/pde. A EDP Distribuição apresentou um SAIDI MT de 169,91 minutos/pde. A Figura 1-23 apresenta a variação percentual dos valores do SAIDI MT de 2007 face ao registado em 2006 nas 14 áreas de rede, ordenadas por ordem crescente do valor do indicador SAIDI MT, em

54 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-23 Variação percentual do SAIDI MT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2006 para Grande Porto Grande Lisboa Ave-Sousa Península de Setúbal Minho Trás-os-Montes Beira Interior % EDP Distribuição Algarve Litoral Centro Coimbra/Lousã Alentejo Oeste Beira Litoral Vale do Tejo Total das interrupções Interrupções previstas Interrupções acidentais Fonte: EDP Distribuição Efectuando a análise da Figura 1-23, verifica-se uma melhoria em todas as 14 áreas de rede, ao nível das interrupções totais, com 64% de máximo de diminuição do indicador SAIDI MT nas áreas de rede Grande Porto e Minho. A área de rede que apresentou menor variação foi a Península de Setúbal. A EDP Distribuição registou uma melhoria de 43%. No que diz respeito às interrupções previstas, destacaram-se as áreas de rede Ave-Sousa, Minho e Oeste, enquanto nas interrupções acidentais, se destacou a Área de Rede Minho. A evolução em cada uma das áreas de rede do valor de SAIDI MT entre 2001 e 2007 é apresentada na Figura

55 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-24 Evolução dos valores do SAIDI MT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2001 a minutos/pde Alentejo Algarve Ave-Sousa Beira Interior Beira Litoral Coimbra / Lousã EDP Distribuição Grande Lisboa Grande Porto Litoral Centro Minho Oeste Península de Setúbal Trás-os-Montes Vale do Tejo Fonte: EDP Distribuição Tal como já verificado para os restantes indicadores, a Figura 1-24 demonstra que os valores do indicador SAIFI MT têm vindo a registar uma evolução favorável. Em 2001, os valores de SAIDI MT estavam compreendidos entre 262,4 minutos/pde na Área de Rede Grande Lisboa e 1146,5 minutos/pde na Área de Rede Vale do Tejo, tendo a EDP Distribuição registado um valor de 674,9 minutos/pde. Em 2007, o SAIDI MT variou entre 47,94 e 326,82 minutos/pde, respectivamente, nas áreas de rede Grande Porto e Vale do Tejo. SAIDI BAIXA TENSÃO SAIDI BT A Figura 1-25 apresenta os valores trimestrais de SAIDI BT, registados no ano de 2007, nas 14 áreas de rede e para a totalidade da rede de BT da EDP Distribuição, relativos às interrupções previstas, às interrupções acidentais e ao total das interrupções verificadas. 41

56 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-25 Valores trimestrais de SAIDI BT nas áreas de rede da EDP Distribuição considerando as interrupções previstas e acidentais, em Grande Porto Ave - Sousa Península Setúbal Grande Lisboa Minho minutos/clientes Trás-os-Montes EDP Distribuição Algarve Beira Interior Alentejo Coimbra\Lousã Oeste Litoral Centro Vale do Tejo Beira Litoral 1.º Trim 2.º Trim 3.º Trim 4.º Trim Interrupções acidentais Interrupções previstas Fonte: EDP Distribuição Da análise da Figura 1-25 destaca-se o seguinte: Relativamente às interrupções previstas, os valores mais elevados de SAIDI BT foram registados nas áreas de rede Vale do Tejo e Beira Litoral, respectivamente, 21,91 e 26,09 minutos/cliente. No que respeita às interrupções acidentais, as áreas de rede Vale do Tejo e Beira Litoral registaram os valores mais elevados, respectivamente, 251,68 e 254,20 minutos/cliente. As restantes áreas de rede apresentam valores de SAIDI BT inferiores a 200 minutos/cliente. Em termos do número total de interrupções, a Área de Rede Beira Litoral apresenta o valor de SAIDI BT mais elevado, 280,67 minutos/cliente, ligeiramente superior ao registado pela Área de Rede Vale do Tejo. As áreas com melhor desempenho são as áreas de rede Península de Setúbal, Ave-Sousa e Grande Porto, com valores inferiores a 90 minutos/cliente. A EDP Distribuição apresentou um SAIDI BT de 144,25 minutos/cliente. A Figura 1-26 apresenta a variação percentual dos valores do SAIDI BT de 2007 face ao registado em 2006 nas 14 áreas de rede, ordenadas por ordem crescente do valor do indicador SAIDI BT, em

57 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-26 Variação percentual do SAIDI BT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2006 para Grande Porto Ave-Sousa Península de Setúbal Grande Lisboa Minho % Trás-os-Montes Algarve EDP Distribuição Beira Interior Alentejo Coimbra/Lousã Litoral Centro Oeste Vale do Tejo Beira Litoral Fonte: EDP Distribuição Total das interrupções Interrupções previstas Interrupções acidentais Efectuando a análise da Figura 1-26, verifica-se uma redução do indicador SAIDI BT em todas as áreas de rede, com excepção da Península de Setúbal, que registou um agravamento do valor verificado no ano de As maiores reduções registaram-se nas áreas de rede Grande Porto, Minho e Beira Litoral. Na globalidade, a EDP Distribuição registou uma diminuição de 45%. A evolução em cada uma das áreas de rede do valor de SAIDI BT entre 2001 e 2007 é apresentada na Figura

58 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-27 Evolução dos valores do SAIDI BT em cada uma das áreas de rede da EDP Distribuição, de 2001 a Alentejo Algarve Ave-Sousa Beira Interior Beira Litoral Coimbra / Lousã EDP Distribuição Grande Lisboa Grande Porto minutos/clientes Litoral Centro Minho Oeste Península de Setúbal Trás-os-Montes Vale do Tejo Fonte: EDP Distribuição A Figura 1-27 permite verificar que os valores do indicador SAIFI BT têm vindo a registar uma evolução favorável. Em 2001, os valores do SAIDI BT por área de rede variaram entre 277,4 minutos/cliente na Área de Rede Grande Porto e 1 089,5 minutos/cliente na Área de Rede Vale do Tejo, tendo a EDP Distribuição registado 588,1 minutos/cliente. Em 2007, a EDP Distribuição registou 144,25 minutos/cliente, variando o valor do indicador entre 49,26 minutos/cliente na Área de Rede Grande Porto e 280,67 minutos/cliente na Área de Rede Beira Litoral. TEMPO MÉDIO DE REPOSIÇÃO DO SERVIÇO SARI O indicador SARI não consta do RQS Portugal continental para as redes de distribuição, não sendo determinado pela EDP Distribuição. Os valores de SARI apresentados neste relatório foram calculados pela ERSE com base nos valores de SAIFI e SAIDI disponibilizados pela EDP Distribuição. Dado o seu modo de avaliação, o valor anual não resulta da soma dos valores trimestrais deste indicador 44

59 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO SARI MÉDIA TENSÃO SARI MT A Figura 1-28 apresenta os valores anuais do SARI para as redes de MT. As áreas de rede estão ordenadas por valor crescente de SARI, considerando todas as interrupções. Figura 1-28 Valores do SARI MT nas áreas de rede da EDP Distribuição em Península Setúbal Ave - Sousa Oeste Grande Porto Beira Interior Grande Lisboa minutos/interrupção Minho Vale do Tejo EDP Distribuição Beira Litoral Trás-os-Montes Algarve Coimbra\Lousã Alentejo Litoral Centro Interrupções previstas Interrupções acidentais Todas as interrupções Da análise da Figura 1-28 destaca-se o seguinte: A diferença dos valores médios de tempo de reposição devidos a interrupções previstas e a interrupções acidentais. De uma forma geral, o SARI MT devido a interrupções acidentais assume valores abaixo dos 60 minutos. Os valores de SARI MT devido a interrupções previstas são, na sua grande maioria em todos os trimestres, superiores a 120 minutos. A nível global, no ano de 2007, o melhor valor do SARI MT registou-se na Área de Rede Península de Setúbal (33,33 minutos). O pior desempenho avaliado por este indicador registou-se na Área de Rede Litoral Centro (68,23 minutos). SARI BAIXA TENSÃO SARI BT A Figura 1-29 apresenta os valores anuais do SARI, para as redes de BT. 45

60 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-29 Valores do SARI BT nas áreas de rede da EDP Distribuição, em Península Setúbal Grande Porto Beira Interior Ave - Sousa minutos/interrupção Vale do Tejo Minho Oeste EDP Distribuição Alentejo Trás-os-Montes Algarve Grande Lisboa Beira Litoral Coimbra\Lousã Litoral Centro Interrupções previstas Interrupções acidentais Todas as interrupções Da análise da Figura 1-29 destaca-se o seguinte: Nas redes de BT, tal como nas redes de MT, verifica-se uma diferença importante de valores médios de tempo de reposição devidos a interrupções previstas e a interrupções acidentais. De uma forma geral, o SARI BT devido a interrupções acidentais assumiu valores abaixo dos 60 minutos. Os valores de SARI BT devido a interrupções previstas foram, na sua grande maioria, superiores a 120 minutos. Considerando o total anual de interrupções, previstas e acidentais, o melhor valor do SARI BT registou-se na Área de Rede Península de Setúbal (28,57 minutos) e o pior ocorreu na Área de Rede Litoral Centro (69,58 minutos). ENERGIA NÃO DISTRIBUÍDA END A Figura 1-30 apresenta os valores anuais de END, calculados tendo em consideração as interrupções previstas e as interrupções acidentais, apresentando também a contribuição relativa de cada uma das áreas de rede para o valor total de END das redes em MT da EDP Distribuição no período em análise, curva %END Todas as interrupções. As áreas de rede estão ordenadas por ordem crescente de valores totais de END (considerando os valores devidos a interrupções acidentais e a interrupções previstas). 46

61 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Na análise, devem ser tidas em conta as diferentes densidades e intensidades de consumo, tendo em consideração as diversas áreas de rede. Para zonas com maior densidade e intensidade de consumo, interrupções de duração idêntica resultam em valores superiores do indicador END. Figura 1-30 Valores da END nas áreas de rede da EDP Distribuição em Trás-os-Montes Beira Interior Minho Alentejo Península Setúbal Grande Porto Ave - Sousa Coimbra\Lousã MWh % Algarve Grande Lisboa Litoral Centro Oeste Vale do Tejo Beira Litoral Interrupções acidentais Interrupções previstas % END Todas as interrupções Fonte: EDP Distribuição Da análise da Figura 1-30 destaca-se o seguinte: A dispersão de valores de END nas diversas áreas de rede para o mesmo período em análise. O valor de END devido a interrupções acidentais é muito superior ao valor de END devido a interrupções previstas. O valor de END da Área de Rede Beira Litoral foi de 1 397,25 MWh e a segunda área de rede com valores mais elevados, Vale do Tejo, registou 976,83 MWh. No período de 2000 a 2007, e para as diferentes áreas de rede, os indicadores gerais de continuidade de serviço variaram entre os valores anuais máximos e mínimos indicados nas Figura 1-31, Figura 1-32 e Figura Nos anos 2000 e 2001 não havia informação disponível relativa à END. 47

62 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-31 Variação dos indicadores gerais de continuidade de serviço TIEPI e END por área de rede da EDP Distribuição no período de 2000 a Vale do Tejo Vale do Tejo Beira Litoral Vale do Tejo Vale do Tejo Beira Litoral Beira Litoral TIEPI (minutos) Beira Litoral Vale do Tejo Beira Litoral Beira Litoral END (MWh) Grande Lisboa Grande Lisboa Trás-os- Montes Grande Porto Beira Interior Grande Porto Vale do Tejo Península de Setúbal Trás-os- Montes Vale do Tejo Península de Setúbal Beira Interior Beira Litoral Trás-os- Montes Grande Porto Máximo TIEPI Mínimo TIEPI Máximo END Mínimo END Fonte: EDP Distribuição Analisando a Figura 1-31 percebe-se que os valores mínimos e máximos de TIEPI e de END não ocorreram para as mesmas áreas de rede. Este facto demonstra que a densidade e a intensidade de consumo nas diversas áreas de rede são importantes na análise da qualidade de serviço, pois os melhores ou piores valores de END não correspondem aos melhores ou piores valores de TIEPI. A Figura 1-31 mostra que, no período em análise, o pior desempenho em termos do indicador TIEPI se verificou na Área de Rede Vale do Tejo, com excepção do ano de 2006 em que a área de rede com maior valor de TIEPI foi a Área de Rede Beira Litoral (460,2 minutos). Em termos de melhor desempenho, salienta-se a Área de Rede Grande Porto que apresentou em 2007 o valor mais reduzido de TIEPI, 42 minutos. Para o indicador END, nos últimos seis anos a Área de Rede Beira Litoral regista os valores mais elevados, sendo que em 2007 registou 1 395,3 MWh, valor que traduz uma melhoria muito significativa face ao verificado em Ao longo dos anos em análise, as áreas de rede Beira Interior e Trás-os-Montes têm registado os menores valores de END. 48

63 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-32 Variação do indicador geral de continuidade de serviço SAIFI por área de rede da EDP Distribuição no período de 2000 a ,0 18,0 16,0 14,0 Vale do Tejo Oeste Vale do Tejo Vale do Tejo Vale do Tejo Vale do Tejo Vale do Tejo 16,0 14,0 SAIFI MT (interrupções/pde) 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 Algarve Grande Lisboa Grande Porto Grande Porto Vale do Tejo Grande Porto Vale do Tejo Vale do Tejo Grande Porto Beira Litoral Beira Litoral Grande Porto Beira Litoral Beira Litoral Grande Porto Vale do Tejo Vale do Tejo Grande Porto 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 SAIFI BT (interrupções/cliente) Máximo SAIFI MT Mínimo SAIFI MT Máximo SAIFI BT Mínimo SAIFI BT Fonte: EDP Distribuição Analisando a Figura 1-32, conclui-se que, desde 2001, a Área de Rede Grande Porto apresenta o melhor desempenho, ao nível do indicador SAIFI, quer em BT quer em MT. Em 2007, o valor mínimo dos indicadores SAIFI MT e SAIFI BT foi igual, 1,0 interrupções. Relativamente aos valores máximos registados em 2007, a Área de Rede Vale do Tejo registou o valor mais elevado de SAIFI, quer para BT quer para MT, 5,4 interrupções/cliente e 6,1 interrupções/pde, respectivamente. O ano 2000 foi o único ano em que os valores máximos e mínimos de SAIFI MT e SAIFI BT não ocorreram para as mesmas áreas de rede. 49

64 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-33 Variação do indicador geral de continuidade de serviço SAIDI por área de rede da EDP Distribuição no período de 2000 a 2007 SAIDI MT(minutos/PdE) Ave Sousa Grande Lisboa Grande Lisboa Oeste Vale do Tejo Vale do Tejo Grande Lisboa Grande Porto Vale do Tejo Vale do Tejo Grande Lisboa Península de Setúbal Vale do Tejo Vale do Tejo Grande Porto Grande Porto Vale do Tejo Grande Porto Grande Porto Vale do Tejo Beira Litoral Beira Litoral Península de Setúbal Península de Setúbal Beira Litoral Beira Litoral Península de Setúbal Península de Setúbal Beira Litoral Vale do Tejo Grande Porto Máximo SAIDI MT Mínimo SAIDI MT Máximo SAIDI BT Mínimo SAIDI BT SAIDI BT (minutos/cliente) Fonte: EDP Distribuição Por análise da Figura 1-33, verifica-se que, no último ano, o melhor desempenho em termos de SAIDI foi registado na Área de Rede Grande Porto, tal como em 2003 e Nos restantes anos, os menores valores deste indicador, quer em MT e quer em BT foram registados nas áreas de rede Grande Lisboa e Península de Setúbal. Em 2007, as áreas de rede Beira Litoral e Vale do Tejo destacam-se por apresentar os piores valores dos indicadores SAIDI BT e MT, respectivamente. Em 2007, o valor máximo de SAIDI BT registado, foi inferior ao valor mínimo de SAIDI BT registado no ano O Quadro 1-12 apresenta valores, de 2001 a 2007, para os cinco indicadores de continuidade de serviço registados para a globalidade das redes de distribuição, em MT e BT, da EDP Distribuição. Dada a descontinuidade nas condições de determinação dos indicadores entre 2003 e 2007 (devido à exclusão das interrupções com origem na RNT a partir de 2003) as 4 últimas colunas são apresentadas de forma diferenciada. 50

65 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-12 Indicadores de continuidade de serviço da EDP Distribuição no período de 2000 a 2007 Indicador Ano TIEPI (minutos) 637,9 455,7 419,9 354,5 214,2 183,4 198,8 109,0 END (MWh) n.d. n.d , , , ,2 8437,2 SAIFI MT (interrupções/pde) 9,4 9,2 9 7,3 4,4 4,1 4,5 3,2 SAIFI BT (interrupções/cliente) 9,0 7,8 7,6 6,3 3,9 3,7 3,9 2,8 SAIDI MT (minutos) 819,5 674,9 595,7 531,9 309, ,2 169,9 SAIDI BT (minutos) 787,9 588,1 520,2 468, ,9 261,9 144,3 Fonte: EDP Distribuição De acordo com o quadro apresentado, verifica-se que, em 2007, se registou uma melhoria, relativamente ao ano anterior, de todos os indicadores de qualidade de serviço gerais. Essa melhoria esteve compreendida entre 54% e 69%. INDICADORES GERAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO POR ZONA GEOGRÁFICA E RESPECTIVOS PADRÕES De seguida são apresentados os valores registados para os indicadores gerais de continuidade de serviço por zona geográfica (Zona A, Zona B e Zona C). Para cada zona geográfica definida no RQS Portugal continental, os valores dos indicadores gerais foram determinados considerando as interrupções longas (interrupções com duração superior a 3 minutos) com exclusão das interrupções causadas por c.f.f.m., razões de interesse público, razões de serviço, razões de segurança, acordo com o cliente e facto imputável ao cliente. Nesta análise, deve atender-se ao facto de que, a partir de 2003, ocorreu uma alteração no modo de cálculo dos indicadores. Para chamar a atenção desta alteração, os anos de 2003 a 2007 são apresentados de forma diferenciada. Em , ocorreu uma alteração das zonas geográficas estabelecidas para efeito de análise e avaliação da qualidade de serviço (Zona A, Zona B e Zona C). A Figura 1-34 apresenta os valores anuais do TIEPI verificados no período de 2001 a 2007 para as três zonas geográficas definidas no RQS Portugal continental. 5 Classificação das zonas geográficas de qualidade de serviço Até ao ano de 2006 Depois do ano de 2006 Zona A Localidades com n.º clientes superior a 25 mil Capitais de distrito e localidades com mais de 25 mil clientes Zona B Localidades com n.º clientes entre 5 mil e 25 mil Localidades com n.º clientes entre 2,5 mil e 25 mil Zona C Restantes localidades Restantes localidades 51

66 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-34 Valores anuais de TIEPI no período de 2001 a 2007 discriminados por zona geográfica minutos Zona A Zona B Zona C Fonte: EDP Distribuição A Figura 1-34 permite verificar uma melhoria do indicador TIEPI em todas as zonas geográficas de qualidade de serviço, de 2001 a Os valores de 2004 corresponderam entre 59,78% (Zona A) a 33,40% (na Zona C) dos valores de Entre 2004 e 2006 verificou-se uma variação anual menos acentuada. Em 2007, observou-se uma melhoria, nas três zonas de qualidade de serviço, compreendida entre 58% e 74%. Os valores registados em 2007, para as três zonas, foram: Zona A 34,9 minutos, Zona B - 67,9 minutos e Zona C - 116,0 minutos. A Figura 1-35 apresenta os valores anuais de SAIFI, registados no período de 2000 a 2007, para as diferentes zonas geográficas, para MT e para BT. 52

67 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-35 Valores anuais do SAIFI no período de 2000 a 2007 discriminados por zona geográfica SAIFI MT (interrupções/pde) SAIFI BT (interrupções/cliente) SAIFI MT Zona A SAIFI MT Zona B SAIFI MT Zona C SAIFI BT Zona A SAIFI BT Zona B SAIFI BT Zona C Fonte: EDP Distribuição Tal como referido para o TIEPI, da análise da Figura 1-35 verifica-se que, após o período de 2001 a 2004, em que se registou uma diminuição consistente dos indicadores, de 2004 a 2006, o SAIFI registou variações anuais menos acentuadas para, em 2007, registar uma diminuição significativa. Em 2007, os valores de SAIFI MT e SAIFI BT foram inferiores, em todas as zonas, aos verificados em Registaram-se os seguintes valores: Zona A Zona B Zona C Redes de MT (interrupções/pde) 1,20 1,79 2,97 Redes de BT (interrupções/cliente) 1,24 1,62 2,93 A Figura 1-36 apresenta os valores anuais de SAIDI, para o período de 2000 a 2007, por zona geográfica. 53

68 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-36 Valores anuais do SAIDI no período de 2000 a 2007 discriminados por zona geográfica SAIDI MT (minutos/pde) SAIDI BT (minutos/cliente) SAIDI MT Zona A SAIDI MT Zona B SAIDI MT Zona C SAIDI BT Zona A SAIDI BT Zona B SAIDI BT Zona C Fonte: EDP Distribuição O indicador SAIDI BT na Zona C é o que regista maior variação no período de 2000 a O valor de 2004 corresponde a 18,46% (na MT) e 18,84% (na BT) do valor registado em Nas restantes zonas geográficas, os valores de 2004 correspondem entre 21,99% e 33,36% dos valores de 2000, respectivamente em MT na Zona B e em BT na Zona A. Da Figura 1-36 pode concluir-se que os valores registados em 2007 são os melhores dos anos analisados, em todas as zonas, quer em MT, quer em BT, à semelhança do verificado para o SAIFI e para o TIEPI. Os valores de SAIDI registados em 2007 foram os seguintes: Zona A Zona B Zona C Redes de MT (minutos/pde) 42,1 81,7 149,9 Redes de BT (minutos/cliente) 51,9 73,4 152,4 No Quadro 1-13 indicam-se os valores registados em 2007 e os respectivos padrões estabelecidos no RQS Portugal continental. É de realçar que, nos valores apresentados, foi excluída a contribuição das interrupções devidas à Rede Nacional de Transporte. 54

69 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-13 Verificação do cumprimento dos padrões gerais de continuidade de serviço nas redes de MT e BT da EDP Distribuição Valores 2007 Padrão Valor padrão (%) Indicador Zona geográfica Zona geográfica Zona geográfica A B C A B C A B C TIEPI (minutos) 34,49 67,31 115, SAIFI MT (interrupções/pde) 1,14 1,73 2, SAIFI BT (interrupções/cliente) 1,18 1,55 2, SAIDI MT (minutos) 41,40 81,00 148, SAIDI BT (minutos) 51,60 72,60 151, Fonte: EDP Distribuição Como se pode verificar por análise do Quadro 1-13, a EDP Distribuição cumpriu todos os padrões gerais de continuidade de serviço. O Quadro 1-14 apresenta os valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço por zona geográfica, para 2007, discriminando a influência das interrupções ocorridas na RNT. Quadro 1-14 Indicadores gerais de continuidade de serviço por zona geográfica da EDP Distribuição, discriminando a influência da Rede Nacional de Transporte (RNT) Ano 2007 Indicador Sem interrupções com origem na RNT Com interrupções com origem na RNT Contribuição da RNT (%) Zona geográfica Zona geográfica Zona geográfica A B C A B C A B C TIEPI (minutos) 34,49 67,31 115,12 34,93 67,94 116,03 1,27 0,93 0,79 SAIFI MT (interrupções/pde) 1,14 1,73 2,87 1,20 1,79 2,97 4,69 3,43 3,43 SAIFI BT (interrupções/cliente) 1,18 1,55 2,82 1,24 1,62 2,93 4,33 4,35 3,96 SAIDI MT (minutos) 41,40 81,00 148,80 42,06 81,72 149,88 1,58 0,88 0,72 SAIDI BT (minutos) 51,60 72,60 151,20 51,90 73,35 152,38 0,57 1,03 0,78 Fonte: EDP Distribuição Pela análise do Quadro 1-14 verifica-se que, em 2007, as interrupções de serviço ocorridas na RNT contribuíram com valores entre 0,59% (SAIDI MT na Zona C) e 4,69% (SAIFI MT na Zona A) para o valor total dos indicadores gerais de continuidade de serviço das redes de distribuição. 55

70 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Considerando as interrupções com origem na RNT, verifica-se igualmente o cumprimento dos padrões associados aos indicadores gerais de continuidade de serviço. A Figura 1-37 apresenta a evolução dos indicadores gerais de qualidade de serviço de natureza técnica, em percentagem relativamente ao valor do respectivo padrão, por zona geográfica, ao longo dos últimos sete anos. Na análise das figuras deve ter-se em consideração as alterações das disposições dos regulamentos da qualidade de serviço em vigor em cada um dos anos, designadamente ao nível da definição das zonas geográfica, do valor dos padrões e das interrupções a serem consideradas no cálculo dos indicadores. O RQS Portugal continental em vigor de 2003 a 2005, relativamente ao regulamento anteriormente em vigor, introduziu alterações nas definições das zonas geográficas, deixou de se considerar a influência das interrupções com origem na RNT, e nos valores dos padrões (com excepção do padrão relativo ao SAIDI MT para a Zona A). O regulamento que entrou em vigor em 2006 introduziu alterações nos padrões gerais para a Zona C. As alterações introduzidas nos padrões consistiram no aumento do grau de exigência (valores mais reduzidos). No cálculo das percentagens apresentadas na Figura 1-37 foram considerados os valores dos padrões e as condições de cálculo dos indicadores que estavam em vigor em cada um dos anos, sendo possível analisar os valores dos indicadores em cada ano relativamente aos respectivos padrões. De forma a evidenciar as alterações regulamentares, enunciadas anteriormente, os anos de 2003 a 2005 e os anos de 2006 a 2007, são apresentados de forma diferenciada para os indicadores cujo valor do padrão se alterou. 56

71 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Figura 1-37 Evolução dos indicadores de qualidade de serviço da EDP Distribuição de natureza técnica em percentagem do respectivo padrão no período de 2001 a TIEPI % Zona A Zona B Zona C 100 SAIFI MT 100 SAIFI BT % % Zona A Zona B Zona C Zona A Zona B Zona C 100 SAIDI MT 100 SAIDI BT % % Zona A Zona B Zona C Zona A Zona B Zona C A análise da Figura 1-37 denota um cumprimento claro dos padrões de qualidade de serviço em todas as zonas e uma melhoria significativa dos indicadores registados em 2007, em relação ao ano de Os valores registados em 2007 encontram-se, para todas as zonas de qualidade de serviço, abaixo de 40% do respectivo padrão. A maioria dos indicadores situa-se entre os 20% e os 30% do respectivo padrão. Apesar dos valores dos padrões de qualidade de serviço terem evoluído de forma a exigir uma qualidade de serviço com um nível cada vez mais elevado, a Figura 1-37 demonstra que os valores estabelecidos são desajustados, ou seja, muito pouco exigentes, acentuando-se essa realidade no ano de CUMPRIMENTO DOS NÍVEIS MÍNIMOS DE QUALIDADE E PAGAMENTO DE COMPENSAÇÕES O Quadro 1-15 apresenta os padrões individuais de continuidade de serviço aplicáveis às redes AT, MT e BT. 57

72 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-15 Padrões individuais aplicáveis às redes AT, MT e BT Padrão Zonas geográficas AT MT BT A 8 12 Número de interrupções B por ano C A 4 6 Duração total das B interrupções por ano (h) C Com base em informação divulgada pelo operador da rede da EDP Distribuição, apresenta-se no Quadro 1-16 o número e o montante das compensações resultantes de incumprimentos dos padrões individuais de continuidade de serviço verificados em 2007, a serem pagos em 2008, por zona de qualidade de serviço e por nível de tensão. Quadro 1-16 Número de incumprimentos dos padrões individuais de continuidade de serviço da EDP Distribuição em 2007 cuja compensação é paga em 2008 Indicador Duração total das interrupções Fonte: EDP Distribuição Nível de tensão AT MT BTE Zona geográfica Número de incumprimentos Valor das compensações ( ) Valor para o fundo de investimentos ( ) A B C 1 869,09 0,0 Total 1 869,09 0,0 A ,01 228,47 B ,63 204,07 C ,85 0,0 Total ,49 432,54 A ,42 397,26 B ,06 499,38 C ,79 35,64 Total ,27 932,28 A , ,54 B , ,43 BTN C , ,24 Total , ,21 Total , ,03 O número de incumprimentos em 2007 foi inferior em cerca de 68% ao verificado em 2006 e o montante de compensações foi inferior em cerca de 71%. Como resultado, o montante a transferir para o fundo de investimentos diminuiu, entre 2006 e 2007, em cerca de euros. No ano de 2007, apenas se verificou para um cliente (em BTN, na Zona A de qualidade de serviço) o incumprimento dos dois padrões, tendo sido paga a compensação relativa ao padrão Duração total das interrupções. Em relação ao padrão Número de interrupções não ocorreu nenhum incumprimento, para além do anteriormente referido. 58

73 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO INCIDENTES NAS REDES COM MAIOR IMPACTO NA QUALIDADE DE SERVIÇO Em cada um dos quadros que se seguem, Quadro 1-17, Quadro 1-18 e Quadro 1-19, encontram-se descritos os três principais incidentes com origem, respectivamente, na RNT, na rede de AT e na rede de MT e que afectaram a rede da EDP Distribuição em De acordo com a EDP Distribuição, os incidentes referidos foram os mais significativos tendo em consideração o valor da END, os danos resultantes e as perturbações causadas a clientes. Quadro 1-17 Incidentes mais significativos na rede de distribuição da EDP Distribuição com origem na RNT Ocorrência (dia - hora) Causa/descrição Disparo do transformador de potência 220/60 kv da Subestação do Torrão (RNT), 08/02/ :47 que provocou a interrupção deste injector, por actuação da protecção diferencial. 15/10/ :56 Disparo dos transformadores de potência da Subestação da Batalha (RNT), que provocou a perda total deste injector. 20/12/ :40 Disparo dos transformadores de potência da Subestação da Estói (RNT), devido a defeito no disjuntor da linha L Estói-Tavira, que provocou a perda total deste injector. Após ronda à linha, foi detectada uma cadeia de isoladores danificada, no apoio 41. Fonte: EDP Distribuição Subestações afectadas Bustelo Entre-os-Rios Lousada Marco de Canaveses Andrinos Azóia Casal da Areia Marinha Grande I Marinha Grande II S. Jorge Loulé Cachopo S. Brás de Alportel Quarteira Braciais Torre Natal Olhão Tavira Aldeia Nova END (MWh) n.º de clientes afectados 8, , , Quadro 1-18 Incidentes mais significativos na rede de distribuição da EDP Distribuição com origem na rede AT Ocorrência (dia - hora) 25/08/ :27 24/10/ :27 29/10/ :29 Fonte: EDP Distribuição Causa/descrição Disparo do disjuntor de 60 kv da Linha 6021/6022 na Subestação Vale do Tejo. Condições climatéricas bastante adversas. Disparo do disjuntor dos cabos AT, na Subestação Carriche. Devido a uma perfuração, por acção de terceiros. Disparo na Subestação de Queluz dos disjuntores do transformador TP1. Defeito numa saída MT que originou a actuação da protecção de arco interno do barramento 1 de 10 kv. Subestações afectadas END (MWh) n.º de clientes afectados Alhandra 29, Luz Colombo 28, Queluz 39,

74 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-19 Incidentes mais significativos na rede de distribuição da EDP Distribuição com origem na rede MT Ocorrência (dia - hora) Causa/descrição 19/06/ :22 Disparo do disjuntor de uma saída MT na Subestação Avanca. Detectou-se avaria no cabo subterrâneo e um seccionador de rede danificado. Subestações afectadas END (MWh) n.º de clientes afectados Avanca 40, /09/ :06 Disparo do disjuntor de uma saída MT na Subestação Arco do Carvalhão, devido a avaria em cabo subterrâneo. 18/11/ :03 Disparo do disjuntor de uma saída MT na Subestação Vale do Tejo. Fio detectado condutor partido no apoio e linha caída, por defeito de montagem. Fonte: EDP Distribuição Arco do Carvalhão 17, Vale do Tejo 20, CONTINUIDADE DE SERVIÇO NA REDE DA COOPERATIVA ELÉCTRICA S. SIMÃO DE NOVAIS No que se refere à qualidade de serviço técnica, a Cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais, C.R.L. apresentou informação relativa a apenas dois dos indicadores gerais de continuidade de serviço, SAIFI e SAIDI e aos indicadores individuais, número de ocorrências e duração total das interrupções, não apresentando informação relativa aos restantes indicadores gerais, assim como à qualidade da onda de tensão. O Quadro 1-20 apresenta os indicadores disponibilizados de qualidade de serviço técnica verificados na rede de distribuição da responsabilidade deste operador, respeitantes ao ano de Quadro 1-20 Indicadores de qualidade de serviço técnica da Cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais, C.R.L., em 2007 Mês N.º ocorrências N.º clientes afectados Duração das interrupções (min) SAIFI SAIDI (min) Janeiro ,002 0,03 Fevereiro ,000 0,00 Março ,159 13,09 Abril ,000 0,01 Maio ,013 0,70 Junho ,000 0,00 Julho ,000 0,00 Agosto ,001 0,03 Setembro ,001 0,12 Outubro ,003 0,00 Novembro ,017 0,60 Dezembro ,026 0,08 Total ,223 14,65 Fonte: Cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais Os valores dos indicadores apresentados para cada mês são calculados com base no número de PdE existentes no último dia desse mês. 60

75 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO No final do ano de 2007, o número de pontos de entrega da rede de distribuição operada pela Cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais, C.R.L. era de Verifica-se que, ao longo de 2007, se registaram 27 ocorrências, excluindo casos fortuitos ou de força maior, que afectaram 712 clientes. Os indicadores registados no mês de Março justificam-se, segundo a Cooperativa Eléctrica S. Simão de Novais, C.R.L., com base em interrupções previstas, resultantes da substituição de transformadores. As interrupções ocorridas apresentaram uma duração total de minutos, conduzindo a valores anuais de SAIFI e de SAIDI de, respectivamente, 0,223 e 14,65 minutos QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO NA REDE DA EDP DISTRIBUIÇÃO O RQS Portugal continental em vigor em 2007 estabelece critérios a aplicar na metodologia de monitorização da qualidade da onda de tensão CARACTERIZAÇÃO DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Atendendo ao apresentado no relatório da qualidade de serviço da EDP Distribuição e à informação enviada à ERSE com os resultados das acções de monitorização realizadas em 2007, verifica-se que as monitorizações foram efectuadas nos seguintes pontos, com periodicidade trimestral: Barramentos de subestações de AT/MT. Quadros Gerais de Baixa Tensão dos Postos de Transformação de Distribuição (PTD), alimentados a partir daqueles barramentos. Contrariamente ao verificado em anos anteriores, em 2007 a EDP Distribuição não procedeu à realização de acções de monitorização com periodicidade anual, no âmbito do plano regular de monitorização da qualidade da onda de tensão. À margem do plano, foram monitorizadas em permanência as subestações AT/MT de Marinha Grande, Póvoa, Espadanal e Jovim. O RQS Portugal continental em vigor desde 2006 prevê que os operadores das redes de distribuição devem efectuar a medição da qualidade de onda de tensão nas redes de distribuição em AT e MT nos barramentos de MT de todas as subestações AT/MT, num período máximo de quatro anos. Em 2007, as redes de distribuição eram constituídas por 332 subestações AT/MT, das quais 80 foram monitorizadas (24,1%). Nas redes em BT, foram monitorizados 124 PTD. Apresenta-se, de seguida, a análise da monitorização da qualidade de onda de tensão de periodicidade trimestral. 61

76 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO RESULTADO DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 1.º TRIMESTRE Da análise dos resultados de monitorização importa salientar o seguinte: Barramentos de subestações de AT/MT Foram monitorizadas 26 subestações, compreendendo 42 barramentos de MT e 4 barramentos de AT. Registaram-se 16 situações de não conformidade em barramentos de MT, sendo que 15 delas se ficaram a dever à ultrapassagem do valor máximo regulamentar de tremulação e a restante ao conteúdo harmónico da tensão (5.ª ordem). Registaram-se cavas de tensão em barramentos MT e 216 em barramentos AT, das quais na Subestação Várzea, na Subestação Matacães e 1086 na Subestação Guarda. Do total de cavas registadas, 82% foram de duração inferior a 100 ms e com uma amplitude compreendida entre 10 e 30% da tensão. Registaram-se 24 interrupções de serviço, das quais 9 no barramento I de 30 kv da Subestação Gumiei. A interrupção de maior duração ocorreu no barramento de 15 kv da Subestação Várzea, 21 minutos e 58 segundos. PTD Foram monitorizados 35 PTD. Registaram-se 19 situações de não conformidade, sendo que 16 delas se ficaram a dever à ultrapassagem do valor máximo regulamentar de tremulação, duas ao conteúdo harmónico da tensão (5.ª ordem) e a restante ao valor eficaz da tensão. Registaram-se cavas de tensão, das quais 513 na saída Alter do Chão da subestação Alter do Chão e 208 na saída Macedo 1 da subestação Macedo de Cavaleiros. Do total de cavas registadas, 31% foram de duração inferior a 100 ms, 48% apresentaram uma duração compreendida entre 100 e 500 ms e 62% registaram uma amplitude compreendida entre 10 e 30% da tensão. Registaram-se 85 interrupções de serviço, das quais 38 na saída Izeda da Subestação Macedo de Cavaleiros. A interrupção de maior duração ocorreu na saída Ílhavo I da Subestação Ílhavo, 15 minutos e 12 segundos. 2.º TRIMESTRE Da análise dos resultados de monitorização importa salientar o seguinte: 62

77 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Barramentos de subestações de AT/MT Foram monitorizadas 26 subestações, compreendendo 43 barramentos de MT e 4 barramentos de AT. Registaram-se 19 situações de não conformidade em barramentos de MT, sendo que 16 delas se ficaram a dever à ultrapassagem do valor máximo regulamentar de tremulação e as restantes ao conteúdo harmónico da tensão (5.ª ordem). Registaram-se cavas de tensão em barramentos MT e 404 em barramentos AT, das quais 667 na Subestação Condeixa e 519 na Subestação Fundão. Do total de cavas registadas, 60% foram de duração inferior a 100 ms e 49% apresentaram uma amplitude compreendida entre 10 e 30% da tensão. Registaram-se 65 interrupções de serviço, das quais 12 no barramento de 15 kv da Subestação Serzedo e 11 no barramento de 15 kv da Subestação Almodôvar. A interrupção de maior duração ocorreu nos barramentos I e II de 15 kv da Subestação Barrô, 341 minutos e 23 segundos. PTD Foram monitorizados 35 PTD. Registaram-se 19 situações de não conformidade, sendo que 16 delas se ficaram a dever à ultrapassagem do valor máximo regulamentar de tremulação, duas ao conteúdo harmónico da tensão (5.ª ordem) e a restante ao valor eficaz da tensão. Registaram-se cavas de tensão, das quais 572 na saída Rural Mogadouro da Subestação Mogadouro e 401 na saída Peroviseu da Subestação Fundão. Do total de cavas registadas, 34% foram de duração inferior a 100 ms, 53% apresentaram uma duração compreendida entre 100 e 500 ms e 66% registaram uma amplitude compreendida entre 10 e 30% da tensão. Registaram-se 98 interrupções de serviço, das quais 29 na saída BJ15-50 da Subestação Porteirinhos e 20 na saída Rebolia da Subestação Condeixa. A interrupção de maior duração ocorreu na saída FR15-33 da Subestação Portimão, 82 minutos e 10 segundos. 3.º TRIMESTRE Da análise dos resultados de monitorização importa salientar o seguinte: Barramentos de subestações de AT/MT Foram monitorizadas 28 subestações, compreendendo 40 barramentos de MT e 8 barramentos de AT. 63

78 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Registaram-se 22 situações de não conformidade em barramentos de MT, sendo que 20 delas se ficaram a dever à ultrapassagem do valor máximo regulamentar de tremulação e as duas restantes ao conteúdo harmónico da tensão (5.ª ordem). Registaram-se cavas de tensão em barramentos MT e 323 em barramentos AT, das quais 619 na Subestação Seia e 401 na Subestação Gouveia. Do total de cavas registadas, 64% foram de duração inferior a 100 ms e 41% com uma amplitude compreendida entre 10 e 30% da tensão. Registaram-se 21 interrupções de serviço, das quais 7 no barramento de 30 kv da Subestação Santiago do Cacém. A interrupção de maior duração ocorreu no barramento de 30 kv da Subestação Santiago do Cacém, 199 minutos e 38 segundos. PTD Foram monitorizados 35 PTD. Registaram-se 17 situações de não conformidade, sendo que 14 delas se ficaram a dever à ultrapassagem do valor máximo regulamentar de tremulação, uma ao conteúdo harmónico da tensão (5.ª ordem) e as duas restantes ao valor eficaz da tensão. Registaram-se cavas de tensão, das quais 273 na saída Torres Novas e 107 na saída Estremadura, ambas na Subestação Entroncamento. Do total de cavas registadas, 44% foram de duração inferior a 100 ms, 42% apresentaram uma duração compreendida entre 100 e 500 ms e 54% registaram uma amplitude compreendida entre 10 e 30% da tensão. Registaram-se 134 interrupções de serviço, das quais 61 na saída BJ30-42 da Subestação Ferreira do Alentejo. A interrupção de maior duração ocorreu nessa mesma saída, 60 minutos e 34 segundos. 4.º TRIMESTRE Da análise dos resultados de monitorização importa salientar o seguinte: Barramentos de subestações de AT/MT Foram monitorizadas 25 subestações, compreendendo 33 barramentos de MT e 8 barramentos de AT. Registaram-se 8 situações de não conformidade em barramentos de MT, sendo que todas se ficaram a dever à ultrapassagem do valor máximo regulamentar de tremulação. Registaram-se cavas de tensão em barramentos MT e 280 em barramentos AT, das quais 553 no barramento de 15 kv da Subestação Terena e 251 no barramento de 30 kv da 64

79 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO mesma subestação. Do total de cavas registadas, 46% foram de duração inferior a 100 ms e 72% com uma amplitude compreendida entre 10 e 30% da tensão. Registaram-se 44 interrupções de serviço, das quais 18 no barramento de 15 kv da Subestação Cachopo. A interrupção de maior duração ocorreu no barramento de 60 kv da Subestação Boavista, 412 minutos e 1 segundos. PTD Foram monitorizados 35 PTD. Registaram-se 16 situações de não conformidade, sendo que 12 delas se ficaram a dever à ultrapassagem do valor máximo regulamentar de tremulação e as restantes ao valor eficaz da tensão. Registaram-se cavas de tensão, das quais 732 na saída Santa Marta da Subestação France. Do total de cavas registadas, 35% foram de duração inferior a 100 ms, 44% apresentaram uma duração compreendida entre 100 e 500 ms e 54% registaram uma amplitude compreendida entre 10 e 30% da tensão. Registaram-se 271 interrupções de serviço, das quais 60 na saída ST30-01 da Subestação Monte Feio. A interrupção de maior duração ocorreu na saída Corte Serrano da Subestação Cachopo, 88 minutos e 8 segundos. O Quadro 1-21 resume as principais situações de incumprimento que ocorreram em 2007 nos pontos sujeitos a monitorização da qualidade da onda de tensão de periodicidade trimestral. 65

80 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO Quadro 1-21 Resumo da análise da monitorização da qualidade de onda de tensão de periodicidade trimestral da EDP Distribuição, em 2007 N.º N.º N.º PTD Cavas de Tensão barramentos barramentos N.º PTD Área de Rede não (N.º cavas em MT MT não monitorizados conformes barramentos MT) (N.º cavas em N.º barramentos N.º total de N.º total de monitorizados conformes N.º barramentos MT N.º cavas em N.º PTD com N.º cavas em N.º PTD com / (N.º PTD) / (N.º PTD MT com interrupções em interrupções em Uef H Flicker com cavas barramentos MT cavas PTD interrupções barramentos MT monitorizados) interrupções barramentos MT PTD monitorizados) Minho Ave Sousa Trás-os-Montes Grande Porto Coimbra Lousã Beira Litoral Beira Interior Litoral Centro Vale do Tejo Oeste Grande Lisboa Península Setúbal Alentejo Algarve TOTAL U n Valor nominal da tensão U ef Valor eficaz da tensão H Distorção harmónica Fonte: EDP Distribuição Perturbações em Regime Transitório Perturbações em Regime Permanente U<0,01 Un Interrupções de Serviço Parâmetros fora dos limites 66

81 Em relação aos barramentos de MT, verificaram-se 60 (38%) situações de não conformidade regulamentar, 54 referentes ao parâmetro da tremulação e as restantes ao da distorção harmónica da tensão (todas na 5.ª harmónica). Em relação aos barramentos de BT, foram registados 69 (49%) PTD em situação de não conformidade regulamentar, 58 deles no parâmetro da tremulação, 6 deles no da tensão eficaz e 5 casos no da distorção harmónica da tensão (todas na 5.ª harmónica). Os quadros seguintes apresentam a informação quanto aos valores máximos e mínimos registados para as características da onda de tensão monitorizadas trimestralmente e os respectivos pontos de monitorização, nas situações em que os limites regulamentares foram respeitados. De referir que, os valores de referência indicados são os estabelecido para serem cumpridos em 95% do período de monitorização. A verificação dos valores registados para os incumprimentos dos padrões é feita para 100% do período de monitorização. FREQUÊNCIA O Quadro 1-22 apresenta os valores máximos e mínimos de frequência registados nos diversos pontos de monitorização, por nível de tensão. Quadro 1-22 Valores máximos e mínimos de frequência registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em 2007 Nível de Tensão (kv) Fonte: EDP Distribuição Máximo Nível de referência, 2% Mínimo Nível de referência, -2% Ponto de Monitorização Valor (%) Ponto de Monitorização Valor (%) 10 Loures / 10 kv I 0,07 Loures / 10 kv II -0,10 15 Gumiei / 15 kv II 0,08 Andrinos / 15 kv II -0,08 30 Gumiei / 30 kv 0,08 Vila da Rua / 30 kv -0,07 60 Várzea / 60 kv 0,08 Orgens / 60 kv -0,07 0,23 Gouveia 0,07 Mirandela -0,08 VALOR EFICAZ DA TENSÃO O Quadro 1-23 apresenta os valores máximos e mínimos do valor eficaz da tensão registados nos diversos pontos de monitorização, por nível de tensão. 67

82 Quadro 1-23 Valores máximos e mínimos do valor eficaz de tensão registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em 2007 Nível de Tensão Máximo Nível de referência, 10% Mínimo Nível de referência, -10% (kv) Ponto de Monitorização Valor (%) Ponto de Monitorização Valor (%) 10 Miraflores / 10 kv II 5,86 Zambujal / 10 kv -5,78 15 Barrô / 15 kv I/II 5,23 Terena / 15 kv -5,61 30 Atouguia / 30 kv 4,74 Pombal / 30 kv -3,83 60 Boavista / 60 kv 4,71 Fermil / 60 kv -8,62 0,23 Candosa 9,90 Gumiei -6,15 Fonte: EDP Distribuição TREMULAÇÃO (FLICKER) No que respeita aos valores máximos de tremulação de curta e longa duração, P st e P lt, respectivamente registados nos diversos pontos de monitorização trimestral, são apresentados no Quadro 1-24, por nível de tensão. Quadro 1-24 Valores máximos de tremulação registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em 2007 Característica Nível de Tensão (kv) Ponto de Monitorização Máximo Nível de referência, 1 (*) 10 Figueirinha / 10 kv I 0,61 15 Palmilheira / 15 kv 0,99 P st 30 Maranhão / 30 kv 0,90 60 Gondomar / 60 kv 0,94 0,23 Maranhão 0,98 10 Figueirinha / 10 kv I 0,58 15 S. M. Dume / 15 kv I 0,99 P lt 30 Monte Feio / 30 kv II 0,94 60 Pinhel / 60 kv 0,99 0,23 Pinhel 0,99 (*) Para o P st o nível de referência apresentado apenas é aplicável para a AT. Para a MT não existe nível de referência para o P st. Fonte: EDP Distribuição DESEQUILÍBRIO DO SISTEMA TRIFÁSICO DE TENSÕES O Quadro 1-25 apresenta os valores máximos de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões registados nos diversos pontos de monitorização, por nível de tensão. 68

83 Quadro 1-25 Valores máximos de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em 2007 Fonte: EDP Distribuição Nível de Tensão (kv) Ponto de Monitorização Máximo Nível de referência, 2% 10 Venda Nova / 10 kv II 1,03 15 Sanguedo / 15 kv II 1,47 30 Fátima / 30 kv 0,76 60 Fundão / 60 kv 1,11 0,23 Vila da Rua 1,68 DISTORÇÃO HARMÓNICA O Quadro 1-26 apresenta os valores máximos de distorção harmónica registados nos diversos pontos de monitorização, por nível de tensão. Quadro 1-26 Valores máximos de distorção harmónica registados na monitorização trimestral da EDP Distribuição, por nível de tensão, em 2007 Ordem da harmónica 3.ª 5.ª 7.ª Fonte: EDP Distribuição Nível de Tensão (kv) Ponto de Monitorização Valor Máximo (%) 10 Venda Nova / 10 kv II 0,32 15 Bustelo / 15 kv I 0,78 30 Terena / 30 kv 0,48 60 S. Julião / 60 kv 0,59 0,23 Vista Alegre 1,22 10 Venda Nova / 10 kv II 3,75 15 Vista Alegre / 15 kv II 5,95 30 Mexeeiro / 30 kv 4,52 60 Fundão / 60 kv 4,12 0,23 Carrascal 5,90 10 Miraflores / 10 kv I 1,71 15 Serzedo / 15 kv 3,57 30 Terena / 30 kv 2,59 60 Fundão / 60 kv 1,51 0,23 Barrô 3,61 Nível de referência (%) INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO NO ANO DE 2007 O Quadro 1-27 apresenta os valores dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço para

84 Quadro Valores dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço em vigor para 2007 END REF V VEND 0, x ED 0,12 x END REF 1,5 /kwh RQSmáx = RQSmÍn O mecanismo tem uma actuação a posteriori, com um desfasamento de dois anos. Assim, o valor do incentivo relativamente ao desempenho no ano de 2007 é apurado em 2008 e considerado para efeitos de cálculo dos proveitos para O valor do incentivo à melhoria da qualidade de serviço relativo a 2007 foi determinado com base na informação disponibilizada à ERSE e considerada a mais adequada ao cálculo do valor da ED, i.e., atendendo à discriminação por período horário e nível de referência. Com base nos valores da ED e do TIEPI são apurados os valores da END e dos parâmetros que definem o incentivo à melhoria da qualidade de serviço. No Quadro 1-28 são apresentados os valores dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço resultante do desempenho em Quadro 1-28 Valores dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço resultantes do desempenho em 2007 ED MWh ,38 TIEPI h 1,33 END MWh 6254,75 END REF = 0, ED MWh 7189,19 V = 0,12 END REF MWh 862,70 END REF - V MWh 6326,49 END REF + V MWh 8051,90 Na Figura 1-38 é possível visualizar a curva do incentivo à melhoria da qualidade de serviço para 2007, bem como o posicionamento do respectivo valor de END. 70

85 Figura 1-38 Incentivo à melhoria da qualidade de serviço para 2007 RQS (10 3 EUR) END (MWh) Curva do incentivo para 2007 RQS 2007 Sendo o valor de END em 2007 inferior a END REF - V e superior a END REF - V (RQSmáx/VEND), atendendo ao mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade de serviço, o valor do incentivo a aplicar em 2009 é de euros. 1.4 QUALIDADE COMERCIAL A qualidade de serviço comercial refere-se ao relacionamento entre os prestadores de serviços e os seus clientes e estabelece regras, indicadores e padrões sobre diversas situações, tais como a ligação à rede, activação do fornecimento, atendimento telefónico centralizado, resposta a pedidos de informação e reclamações, reposição de serviço após uma avaria, restabelecimento do fornecimento por facto imputável ao cliente, leitura do equipamento de medição e visita combinada à instalação do cliente. A informação que se apresenta foi prestada pelas empresas reguladas à ERSE e encontra-se organizada por assuntos, sendo, para cada um deles, efectuada uma caracterização da qualidade de serviço associada, tendo em conta o estipulado no RQS, designadamente em termos de indicadores e respectivos padrões. A grande maioria da informação de base utilizada na elaboração do presente relatório encontra-se disponível na página da ERSE na internet. A qualidade de serviço é avaliada através de indicadores aos quais se associam padrões que representam o desempenho mínimo esperado na prestação de um determinado serviço. O RQS estabelece dois tipos de indicadores gerais e individuais. Os indicadores gerais permitem avaliar o desempenho global dos operadores das redes de distribuição (ORD) e comercializadores de último recurso (CUR) relativamente a uma determinada vertente do relacionamento comercial. Os indicadores individuais correspondem a um compromisso dos operadores das redes ou dos comercializadores de 71

86 último recurso dirigido a cada cliente individualmente. A violação desse compromisso gera a obrigação de pagamento de uma compensação ao cliente (se o incumprimento é do operador) ou ao operador (nos casos em que a violação é imputável ao cliente), nos termos definidos pelo RQS. A identificação e obrigação de aplicação de cada um dos indicadores, gerais e individuais, são apresentadas no Quadro 1-29 e Quadro Quadro 1-29 Indicadores gerais de qualidade de serviço Indicadores gerais Percentagem de orçamentos de ramais de baixa tensão, elaborados no prazo máximo de 20 dias úteis Aplicação Padrão (%) ORD 95 Percentagem de ramais de baixa tensão executados no prazo máximo de 20 dias úteis ORD 95 Percentagem de activações de fornecimento a instalações em baixa tensão, executadas no prazo máximo de dois dias úteis após a celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica Percentagem de atendimentos, com tempos de espera até 20 minutos nos centros de atendimento Percentagem de atendimentos, com tempos de espera até 60 segundos, no atendimento telefónico Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis Percentagem de clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, na sequência de interrupções de fornecimento acidentais ORD 90 ORD e CUR ORD e CUR ORD e CUR ORD 90 Tempo médio do procedimento de mudança de fornecedor ORD Não definido 72

87 Quadro 1-30 Indicadores individuais de qualidade de serviço Indicadores individuais Aplicação Padrão Visita às instalações dos clientes Avarias na alimentação individual dos clientes Restabelecimento do fornecimento após interrupção por facto imputável ao cliente ORD ORD ORD Realização da visita no intervalo de tempo com a duração máxima de duas horas e meia, previamente acordado Prazos máximos de intervenção: Clientes em BT, zonas A e B 4 h Clientes em BT, zona C 5 h Clientes com necessidades especiais (dependentes de equipamento eléctrico) e clientes prioritários 3 h Restantes clientes 4 h Restabelecimento no prazo de: Clientes BT até às 17 h do dia útil seguinte àquele em que se verificou a regularização da situação Restantes clientes no período de 8 h a contar do momento da regularização da situação Leitura dos equipamentos de medição ORD Intervalo entre leituras não deve ser superior a 6 meses Resposta a reclamações ORD e CUR Resposta no prazo de 15 dias úteis após a data de recepção O RQS prevê os seguintes montantes relativos às compensações a pagar por incumprimento dos indicadores individuais identificados: 18 euros para os clientes em BT, com uma potência contratada inferior ou igual a 20,7 kva. 30 euros para os restantes clientes em BT. 92 euros para os restantes clientes. Os clientes com necessidades especiais, a sua evolução e as acções tomadas pelas empresas para garantir uma relação comercial de qualidade são objecto de análise no ponto É ainda apresentado um conjunto de quadros que permite, numa leitura rápida, verificar o cumprimento do RQS no que respeita aos indicadores gerais e respectivos padrões estabelecidos e o número de compensações pagas por incumprimento de padrões individuais LIGAÇÃO À REDE A ligação à rede envolve a elaboração de orçamento (o momento em que o operador de rede informa sobre o ponto de ligação e os encargos associados à ligação) e a construção dos elementos de ligação necessários. Estes dois trabalhos estão a cargo do operador da rede de distribuição. O RQS estabelece dois indicadores gerais e respectivos padrões associados às ligações às redes: 73

88 Percentagem de orçamentos de ramais em baixa tensão elaborados no prazo máximo de 20 dias úteis padrão: 95%. Percentagem de ramais de baixa tensão executados no prazo máximo de 20 dias úteis padrão: 95%. Considerando o limite temporal de 3 anos, a EDP Distribuição, desde 2005, cumpre o padrão estabelecido para estes dois indicadores apresentando, respectivamente, os seguintes valores em 2007: 99,9% e 98,5%. Estes indicadores caracterizam-se ainda por um desempenho estável ao longo do ano. Ainda relativamente à EDP Distribuição, em 2007, o tempo médio para apresentação de um orçamento para uma ligação em BT foi de 4,6 dias úteis, sendo o prazo de execução médio de 9,0 dias úteis. A CELER, a Eléctrica de S. Simão de Novais, a Eléctrica de Vilarinho, a Eléctrica de Moreira de Cónegos e a LORD apresentam um valor de 100% para ambos os indicadores. De realçar que para o cálculo destes indicadores, bem como dos tempos médios, não são consideradas as situações em que se verifica a inexistência de rede no local, obrigando a reforço ou expansão da rede, conforme determina o RQS ACTIVAÇÃO DO FORNECIMENTO A activação do fornecimento a instalações de utilização alimentadas em baixa tensão é realizada exclusivamente pelo operador da rede de distribuição, não sendo por isso apresentada informação relativa à EDP Serviço Universal. Esta acção decorre na sequência da celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica, considerando no seu cálculo as situações que envolvam apenas a colocação ou operação de órgãos de corte ao nível da portinhola ou caixa de coluna e a ligação ou montagem do contador e do disjuntor de controlo de potência. A qualidade de serviço referente a esta actividade é avaliada, segundo o RQS, através do indicador geral que avalia a percentagem de activações de fornecimento de instalações de baixa tensão executadas no prazo máximo de dois dias úteis, após a celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica em 90% das situações. Em 2007, tal como nos anos anteriores, a EDP Distribuição cumpriu, de forma estável ao longo do ano, o padrão deste indicador com o valor anual de 98,9%. Adicionalmente, refira-se que o tempo médio de activação de fornecimento em 2007, considerando a totalidade das situações, foi de 2,5 dias, tendo sido efectuadas um total de activações do fornecimento. O facto do tempo médio ser superior ao padrão fica a dever-se à consideração no seu 74

89 cálculo das situações em que, por iniciativa do cliente, foi acordado um prazo superior a dois dias úteis para a concretização da activação de fornecimento. A CELER, a Eléctrica de S. Simão de Novais, a Eléctrica de Moreira de Cónegos e a Eléctrica de Vilarinho cumpriram o padrão, apresentando um valor anual para 2007 de 100% para este indicador. A primeira e a última das cooperativas mencionadas apresentam um tempo médio de activação de fornecimento de 1 dia. Em 2007, as cooperativas referidas realizaram, respectivamente, 188, 67, 8 e 15 activações do fornecimento. A LORD cumpriu o padrão com um valor anual de 97,7%, e apresentou um tempo médio de activação de fornecimento de 2 dias, tendo realizado 259 activações. Acresce informar que para o cálculo deste indicador também não são consideradas situações de simples mudança, sem interrupção do fornecimento, do nome do titular do contrato de fornecimento, bem como situações em que a ligação não é executada na data acordada por facto imputável ao cliente ATENDIMENTO PRESENCIAL Nos termos do RQS os operadores das redes de distribuição e os comercializadores de último recurso são obrigados a adoptar diversas modalidades de atendimento. Entre estas encontra-se o atendimento presencial. Para efeitos do cumprimento do regulamento, os operadores das redes e os comercializadores de último recurso devem assegurar que 90% dos atendimentos efectuados tenham tempos de espera até vinte minutos. Para efeitos de cálculo deste indicador geral são considerados os dois centros de atendimento com maior número de utentes, de entre 3 conjuntos de distritos de Portugal continental, indicados no RQS, num total de 6 centros de atendimento. Os centros objecto de monitorização foram Lisboa, Leiria, Amadora, Porto, Vila Nova de Gaia e Santa Maria da Feira. Em 2007, a EDP Distribuição efectuou atendimentos presenciais nos centros de atendimento identificados, tendo assegurado um atendimento até vinte minutos em 96,6% dos casos. Dos centros objecto de monitorização todos excederam o valor do padrão estabelecido, tendo o centro de Leiria registado o valor mais próximo do valor padrão com 93,8%. O centro com melhor desempenho foi o centro de atendimento do Porto, tendo registado o valor de 99,4%. O centro com maior número de atendimentos foi o da Amadora, seguido do de Santa Maria da Feira. A EDP Serviço Universal efectuou atendimentos presenciais nos centros objecto de monitorização, tendo cumprido o padrão com o valor de 94,4%. Individualmente, do conjunto de centros de atendimento objecto de monitorização, o centro de atendimento de Vila Nova de Gaia não atingiu o valor padrão estabelecido, tendo registado um valor anual de 88,7%. Os centros com melhor desempenho foram o de Vila da Feira e o do Porto, com 97,8% e 97,6%, respectivamente. O centro de Lisboa registou o maior número de atendimentos. 75

90 As cooperativas de electricidade CELER, a Eléctrica de S. Simão de Novais, e LORD efectuaram, respectivamente, , e atendimentos presenciais tendo garantido um tempo de espera até 20 minutos em 100% dos casos. A Eléctrica de Vilarinho e a Eléctrica de Moreira de Cónegos não apresentaram valores relativos ao indicador de atendimento presencial ATENDIMENTO TELEFÓNICO O atendimento telefónico é o canal através do qual os operadores das redes de distribuição e os comercializadores de último recurso efectuam maior número de atendimentos, sejam de âmbito comercial ou técnico. O RQS estabelece um indicador geral e respectivo padrão para o atendimento telefónico que é aplicável às entidades referidas. O padrão estabelecido estabelece que 85% das chamadas atendidas devem ter um tempo de espera inferior a 60 segundos. A EDP Distribuição efectuou atendimentos telefónicos, sendo que 97,8% tiveram um tempo de espera inferior a 60 segundos. O valor do indicador manteve-se estável ao longo do ano. A EDP Serviço Universal efectuou atendimentos, tendo obtido um valor de 94,5% para o indicador em causa. De registar que nos 3 últimos trimestres do ano foram registados tempos médios de espera mais favoráveis do que no primeiro trimestre, conforme se observa no gráfico seguinte. Ambas as empresas passaram a utilizar os serviços do novo Call Center, localizado em Seia. Em 2007 passou a ser disponibilizado atendimento em inglês. Figura 1-39 Evolução trimestral do tempo médio de espera no atendimento telefónico da EDP SU Segundos Fonte: EDP Serviço Universal 0 1º Trim º Trim º Trim º Trim

91 Apesar de este indicador não se aplicar às cooperativas, a CELER, a Eléctrica de S. Simão de Novais e a LORD efectuaram, cada uma, cerca de atendimentos telefónicos em 2007, tendo todos os atendimentos tido um tempo de espera inferior a 60 segundos PEDIDOS DE INFORMAÇÃO Este indicador geral visa avaliar a prontidão dos operadores das redes e dos comercializadores de último recurso na resposta aos pedidos de informação estabelecendo que, pelo menos, 90% devem ser respondidos até 15 dias úteis. No ano de 2007, 97,4% dos pedidos de informação respondidos pela EDP Distribuição foram-no em menos de 15 dias úteis, cumprindo assim o padrão definido para este indicador. No mesmo período foi registado um tempo médio de resposta de 2,1 dias úteis. A EDP Serviço Universal também cumpriu o padrão, tendo-se verificado que 94,7% dos pedidos de informação foram respondidos em menos de 15 dias úteis. O tempo médio de resposta foi de 4,3 dias úteis. A LORD não registou pedidos de informação por escrito mas respondeu a todos os 68 pedidos de informação recebidos por outras vias, apresentando um valor de 100% para este indicador. De igual forma, a Eléctrica de S. Simão de Novais não registou pedidos de informação por escrito mas respondeu a todos os 115 pedidos de informação recebidos por outras vias, apresentando um valor de 100% para este indicador. A CELER registou 164 pedidos de informação e apresentou um valor de 100% para este indicador. O tempo médio de resposta foi de 4 dias. A Eléctrica de Moreira de Cónegos registou 16 pedidos de informação mas não apresentou o número de pedidos de informação respondidos em menos de 15 dias. A Eléctrica de Vilarinho não registou qualquer pedido de informação por escrito em RECLAMAÇÕES Atendendo ao facto da gestão de conflitos ser uma matéria essencial para garantir um serviço de qualidade, o RQS estabelece a obrigação dos operadores da rede de distribuição e comercializadores de último recurso responderem às reclamações que lhes são apresentadas no prazo máximo de 15 dias úteis após a data da sua recepção. Trata-se de um indicador individual, cujo incumprimento confere o direito ao cliente a uma compensação no valor de 18 euros para clientes em BT com potência contratada até 20,7 kva, 30 euros para restantes clientes em BT e 92 euros para os restantes clientes. Em 2007, a EDP Distribuição registou um total de reclamações. Neste período o operador da rede pagou 11 compensações por incumprimento do padrão, num total de 192 euros. 77

92 A EDP Serviço Universal, em 2007, recebeu, nas matérias da sua competência, um total de reclamações, sendo os principais assuntos reclamados relacionados com atendimento, facturação e cobrança. Neste período foram pagas 113 compensações correspondentes a euros. Destes valores, 11 compensações (no valor de 192 euros) dizem respeito a incumprimentos por parte da EDP Distribuição, conforme referido no parágrafo anterior. A cooperativa a LORD registou um total de 84 reclamações relativas a leituras do equipamento de medição (63), facturação e características técnicas da rede, não tendo contudo efectuado qualquer pagamento por incumprimento do prazo de resposta. A Eléctrica de S. Simão de Novais registou 21 reclamações em 2007, tendo respondido a todas num prazo inferior a 15 dias úteis. A Eléctrica de Vilarinho registou 5 reclamações em 2007, tendo indicado que cumpriu o padrão em 100% das situações. A CELER informou que respondeu a todas as reclamações recebidas (22) num prazo máximo de 15 dias, não tendo portanto pago qualquer compensação. Recorde-se que apesar de este indicador ser um indicador individual, nos termos do RQS, verificou-se que o conjunto das cooperativas de electricidade, com excepção da CELER, efectuou o seu registo e cálculo como indicador geral, individualizando apenas as reclamações relativas a características da onda de tensão, a equipamentos de medição e facturação, em concordância com o anterior RQS, revogado desde A Eléctrica de Moreira de Cónegos não apresentou informação sobre este indicador. A EDP Serviço Universal informou que passou a dispor de uma nova ferramenta informática para gestão das reclamações REPOSIÇÃO DE SERVIÇO O RQS estabelece um indicador geral e respectivo padrão relativo à reposição de serviço após interrupção acidental o qual se aplica aos operadores das redes de distribuição. De acordo com este indicador, após a ocorrência de interrupções acidentais, 90% dos clientes devem ver o serviço reposto até um máximo de 4 horas. Em 2007, a EDP Distribuição apresentou um valor de 97,3% para este indicador, cumprindo assim o padrão respectivo. Ao longo do ano o indicador apresentou variações pouco significativas. 78

93 A LORD, a Eléctrica de S. Simão de Novais, a Eléctrica de Vilarinho e a CELER apresentam um valor de 100% para este indicador. A Eléctrica de Moreira de Cónegos não apresentou informação sobre este indicador VISITA COMBINADA Embora as visitas às instalações sejam efectuadas pelo operador da rede de distribuição, a sua marcação deve ser acordada entre o cliente e o comercializador com quem celebrou o contrato de fornecimento. Entre o comercializador e o operador da rede de distribuição deve haver mecanismos de comunicação expeditos de forma a optimizar o processo. Tratando-se de um indicador individual, sempre que o operador da rede de distribuição não cumpra o intervalo de tempo acordado com o cliente para a visita, este tem direito a uma compensação. Da mesma forma, se o cliente não se encontrar na instalação para receber o operador dentro do período acordado também está obrigado ao pagamento de uma compensação. Em 2007, a EDP Distribuição registou um total de visitas combinadas. Destas, em 335 casos (0,05%) a EDP Distribuição não cumpriu o intervalo combinado, resultando no pagamento de compensações no montante de euros. Das visitas combinadas, (11,8%) não se realizaram por ausência dos clientes, a que correspondeu o seguinte montante cobrado aos clientes: ,40 euros. No ano de 2007, a cooperativa Eléctrica de Vilarinho registou uma visita combinada que ocorreu dentro do intervalo de tempo combinado. As cooperativas CELER, Eléctrica de S. Simão de Novais e LORD registaram, respectivamente, 3, 22 e 6 visitas combinadas, não tendo ocorrido incumprimento de qualquer das partes. A cooperativa A Eléctrica de Moreira de Cónegos indicou não ter registo de visitas combinadas não realizadas por ausência do cliente mas não informou sobre o número total de visitas combinadas AVARIAS NA ALIMENTAÇÃO INDIVIDUAL DOS CLIENTES Segundo o RQS, os operadores das redes de distribuição, sempre que tenham conhecimento da ocorrência de avarias na alimentação individual de energia eléctrica dos clientes, devem iniciar a sua reparação nos prazos máximos seguintes: 5 horas para clientes de baixa tensão nas zonas tipo C; 3 horas para os clientes com necessidades especiais dependentes de equipamento médico eléctrico indispensáveis à sua sobrevivência e clientes prioritários; 4 horas para os restantes clientes. 79

94 Em 2007, a EDP Distribuição registou assistências técnicas a avarias na alimentação individual do cliente. Destas, apenas 0,49% foram realizadas fora dos prazos máximos definidos pelo RQS, tendo sido pagas 508 compensações no valor total de euros. A EDP Distribuição demorou, em média, 70,9 minutos a chegar ao local da avaria e 20,2 minutos a repará-la. A Eléctrica de Vilarinho registou 5 avarias, não referindo se todas foram realizadas dentro dos prazos previstos pelo RQS. Em média, a Eléctrica de Vilarinho demorou 20 minutos a chegar ao local da avaria e 38 minutos a repará-la. A LORD registou 79 assistências técnicas a avarias na alimentação individual dos clientes. Todas cumpriram os prazos previstos. Os tempos médios de localização e reparação de avarias foram, respectivamente, 11 e 17 minutos. A CELER registou 11 assistências a avarias, todas dentro dos prazos previstos, com tempos médios de 12,25 minutos para a intervenção das equipas técnicas e 12,50 minutos para a reparação de avarias. A Eléctrica de S. Simão de Novais registou 8 assistências a avarias, todas dentro dos prazos previstos, com tempos médios de 18 minutos para a intervenção das equipas técnicas e 16 minutos para a reparação de avarias. A Eléctrica de Moreira de Cónegos não apresentou informação sobre este tema RESTABELECIMENTO DO FORNECIMENTO APÓS INTERRUPÇÃO POR FACTO IMPUTÁVEL AO CLIENTE O Regulamento de Relações Comerciais (RRC) define quais os factos imputáveis aos clientes que podem conduzir à interrupção do fornecimento. Quando tiver sido ultrapassada a situação que originou a interrupção e efectuados os pagamentos devidos, o operador da rede de distribuição deve restabelecer o fornecimento de energia eléctrica cumprindo os seguintes prazos: Até às 17h do dia útil seguinte ao da regularização da situação, para clientes em BT; No período de 8 horas a contar do momento de regularização da situação, para os restantes clientes. Sempre que o operador da rede de distribuição não cumpra os prazos deste indicador individual, o cliente tem direito a uma compensação com os valores anteriormente indicados. 80

95 Em 2007, a EDP Distribuição realizou um total de 183 restabelecimentos de fornecimento fora dos prazos regulamentares. Estas deram origem ao pagamento de 205 compensações no valor global de euros. A Eléctrica de Moreira de Cónegos não registou qualquer caso referente a este indicador. A CELER, a Eléctrica de S. Simão de Novais, a LORD e a Eléctrica de Vilarinho registaram, respectivamente, 18, 49, 28 e 55 suspensões de fornecimento por facto imputável ao cliente, tendo em todas efectuado o restabelecimento do fornecimento dentro dos prazos estabelecidos, pelo que, não houve lugar ao pagamento de compensações LEITURA DOS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO A leitura dos equipamentos de medição aos clientes em BTN constitui igualmente um indicador individual cujo incumprimento confere direito ao pagamento de uma compensação ao cliente. Nos termos do RQS o operador da rede de distribuição deverá garantir que o intervalo entre duas leituras não seja superior a 6 meses. Para o cálculo do indicador consideram-se os equipamentos acessíveis, ou seja, nas situações em que a leitura do equipamento possa ser efectuada por acesso a partir de locais públicos. A EDP Distribuição efectuou leituras de contadores, tendo efectuado o pagamento de compensações por incumprimento do intervalo de tempo para efectuar leituras em situações. A LORD, a Eléctrica de S. Simão de Novais, a Eléctrica de Vilarinho e a Eléctrica de Moreira de Cónegos, não apresentaram informação sobre o cumprimento deste indicador. A CELER informou que todos os clientes tiveram um intervalo entre leituras inferior a 6 meses. A EDP Distribuição desenvolveu um conjunto de iniciativas nesta área, designadamente: campanha de caracterização de equipamentos de medição inacessíveis, campanha de recolha de leituras em instalações com ausências reiteradas, auditorias à qualidade e eficácia das leituras, formação aos leitores MUDANÇA DE COMERCIALIZADOR Enquanto não for constituído o Operador Logístico de Mudança de Comercializador, os procedimentos de mudança de comercializador são geridos transitoriamente pela EDP Distribuição. O RQS estabelece como indicador o Tempo médio de mudança de fornecedor, não fixando padrão para este indicador. O número de processos de mudança de comercializador registou a evolução representada na figura seguinte, num total de processos de mudança no ano de

96 Figura 1-40 Evolução do número de processos de mudança de comercializador Milhares º Trim º Trim º Trim º Trim Fonte: EDP Distribuição Verificaram-se tempos médios de mudança de comercializador que variaram entre 1,5 e 2,9 dias úteis, conforme detalhado no quadro seguinte, onde se apresentam os tempos médios de mudança consoante a mudança seja do comercializador de último recurso para o mercado liberalizado ou em sentido contrário. Quadro 1-31 Tempos médios de mudança de comercializador (dias úteis) 1.º Trimestre 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre CUR para mercado liberalizado 1,5 1,9 1,8 1,5 Mercado liberalizado para CUR 1,6 1,5 2,9 2,2 Fonte: EDP Distribuição CLIENTES COM NECESSIDADES ESPECIAIS Os clientes com necessidades especiais são clientes que, por motivo de doença ou deficiência, necessitam de um relacionamento comercial especial para que possa ser assegurado que a sua doença ou deficiência não seja causa de um relacionamento comercial de qualidade inferior, quando comparado com outro cliente. Deste modo, tanto o operador de rede como o comercializador de último recurso estão sujeitos a um conjunto de obrigações relativas a este tipo de clientes ao nível da informação e restabelecimento do fornecimento. O registo dos clientes com necessidades especiais é efectuado, de modo voluntário, junto dos operadores das redes de distribuição. A EDP Distribuição tinha, no final de 2007, registados os seguintes clientes com necessidades especiais, num total de 502: Clientes com deficiências motoras:

97 Clientes com deficiências visuais: 201. Clientes com deficiências auditivas: 12. Clientes dependentes de equipamento médico eléctrico: 244. O número de clientes com necessidades especiais registados junto da EDP Distribuição no final de 2007 representou um aumento de 10% face ao número registado no final de 2006 (456). A EDP Distribuição e a EDP Serviço Universal não apresentam informações sobre as acções desenvolvidas no sentido de melhorar o relacionamento com os clientes com necessidades especiais. A CELER, a Eléctrica de S. Simão de Novais, a Eléctrica de Vilarinho, a Eléctrica de Moreira de Cónegos e a LORD não têm qualquer cliente com necessidades especiais registado CLIENTES PRIORITÁRIOS De acordo com o RQS, são considerados clientes prioritários aqueles para os quais uma interrupção de fornecimento causa graves alterações ao normal funcionamento da instalação, tais como: instalações hospitalares e equiparadas, instalações de segurança nacional, bombeiros, protecção civil, etc. Para estes clientes deve ser assegurada uma informação individualizada com a antecedência mínima de 36 horas antes de interrupções previstas e um restabelecimento prioritário do fornecimento de energia eléctrica (desde que a interrupção não seja imputável ao próprio cliente). Tal como para os clientes com necessidades especiais, o registo deve ser efectuado junto do operador da rede de distribuição, sendo a iniciativa de registo do cliente. Relativamente a 2007, nenhum operador de rede apresentou informação sobre clientes prioritários CUMPRIMENTO DO REGULAMENTO DA QUALIDADE DE SERVIÇO No quadro seguinte apresenta-se o valor obtido em 2007 pela EDP Distribuição para cada um dos indicadores gerais estabelecidos no RQS, verificando-se o cumprimento de todos os padrões. 83

98 Quadro 1-32 Verificação do cumprimento dos padrões gerais de qualidade de serviço comercial da EDP Distribuição Indicadores gerais e respectivos padrões Percentagem de orçamentos de ramais de baixa tensão, elaborados no prazo máximo de 20 dias úteis Percentagem de ramais de baixa tensão, executados no prazo máximo de 20 dias úteis Percentagem de activações de fornecimento de instalações de BT, executadas no prazo máximo de 2 dias úteis após a celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica Percentagem de atendimentos, com tempos de espera até 20 minutos, nos centros de atendimento Percentagem de atendimentos, com tempos de espera até 60 segundos, no atendimento telefónico Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis Percentagem de clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, na sequência de interrupções de fornecimento acidentais EDP Distribuição Padrão Valor de 2007 Cumprimento 95% 99,9% Sim 95% 98,5% Sim 90% 98,9% Sim 90% 96,6% Sim 85% 97,8% Sim 90% 97,4% Sim 90% 97,3% Sim Tempo médio do procedimento de mudança de fornecedor NA ND NA Fonte: EDP Distribuição No quadro seguinte efectua-se uma análise semelhante para os indicadores gerais na EDP Serviço Universal. Verifica-se que foram cumpridos todos os indicadores gerais. Quadro 1-33 Verificação do cumprimento dos padrões gerais de qualidade de serviço comercial da EDP Serviço Universal Indicadores gerais e respectivos padrões Percentagem de atendimentos, com tempos de espera até 20 minutos, nos centros de atendimento Percentagem de atendimentos, com tempos de espera até 60 segundos, no atendimento telefónico EDP Serviço Universal Padrão Valor de 2007 Cumprimento 90% 94,4% Sim 85% 94,5% Sim Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis 90% 94,7% Sim Fonte: EDP Serviço Universal Tal como referido anteriormente, sempre que o operador da rede de distribuição deva pagar ao cliente uma compensação por incumprimento de um indicador individual, esta deve ser paga ao cliente através de crédito na factura do seu comercializador que é posteriormente ressarcido pelo operador da rede. Na 84

99 situação de incumprimento por parte do cliente o comercializador pode cobrar a compensação ao cliente e, posteriormente, entrega-a ao operador da rede 6. Assim, relativamente aos indicadores individuais, há a assinalar o pagamento das seguintes compensações por incumprimento dos respectivos padrões individuais, tal como assinalado no Quadro 1-34 e no Quadro Quadro Quadro resumo - número de compensações pagas pelo ORD Fonte: EDP Distribuição Indicadores individuais EDP Distribuição Visitas combinadas 76 Assistência técnica 508 Reposição de fornecimento 205 Reclamações 11 Reclamações por: Relacionamento ou atendimento 0 Equipamento de contagem 2 Características técnicas de tensão 9 Leituras 0 Redes 0 Outras 0 Quadro Quadro resumo número de compensações pagas pelo CUR Indicadores individuais Reclamações Reclamações por: Fonte: EDP Serviço Universal Relacionamento ou atendimento Facturação ou cobrança EDP Serviço Universal 113 (das quais 11 referentes ao ORD) Outras 0 A CELER, a Eléctrica de S. Simão de Novais, a Eléctrica de Vilarinho e a LORD, distribuidores exclusivamente em BT que apresentaram informação à ERSE, cumpriram todos os padrões gerais de qualidade de serviço comercial, bem como os padrões individuais, não tendo sido paga qualquer compensação. Conforme já anteriormente referido, verificou-se que as cooperativas que apresentaram informação (com excepção da CELER) não efectuam o registo e cálculo do tempo de respostas às 6 O valor da compensação é simétrico, ou seja, o cliente suportará um valor igual ao que o operador de rede paga quando falha. Somente se regista uma excepção no caso de uma avaria se situar na instalação do cliente, em que ao cliente só é cobrado metade da compensação (9 euros, no caso dos clientes em BTN). 85

100 reclamações como indicador individual, em conformidade com o estabelecido no RQS em vigor. No que respeita, ao indicador individual relativo ao intervalo entre leituras dos contadores somente a CELER enviou informação à ERSE. A Eléctrica de Moreira de Cónegos não apresentou informação sobre os seguintes indicadores gerais: atendimento presencial, reposição de serviço, resposta a reclamações e resposta a pedidos de informação. Esta cooperativa também não apresentou informação sobre os indicadores individuais. Assim, só é possível concluir que cumpriu os padrões relativos às ligações às redes e à activação do fornecimento. 1.5 RELATÓRIOS DA QUALIDADE DE SERVIÇO DOS OPERADORES DE REDE DE PORTUGAL CONTINENTAL RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO DO OPERADOR DA REDE DE TRANSPORTE Dando cumprimento ao estabelecido no RQS Portugal continental, a REN enviou à ERSE e divulgou na sua página da Internet 7, o respectivo relatório da qualidade de serviço. O Quadro 1-36 permite avaliar o cumprimento do RQS Portugal continental no que se refere ao conteúdo do relatório da qualidade de serviço do ano de

101 Quadro 1-36 Verificação do conteúdo do relatório de qualidade de serviço do operador da rede de transporte de Portugal continental, em 2007 Conteúdo do relatório (n.º 1 do artigo 42.º do RQS Portugal continental) Valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço e resultados das acções de monitorização da qualidade da onda de tensão. Número e natureza das reclamações apresentadas, discriminadas por tipo de entidade. Descrição das acções mais relevantes realizadas no ano anterior para a melhoria da qualidade de serviço. Caracterização quantitativa e qualitativa dos incidentes. Relato do progresso dos planos de melhoria em curso, incluindo as justificações para os eventuais desvios verificados. Avaliação do cumprimento do disposto no RQS Portugal continental Cumprido o disposto no RQS Portugal continental Cumprido o disposto no RQS Portugal continental Cumprido o disposto no RQS Portugal continental Cumprido o disposto no RQS Portugal continental A REN não submeteu à DGEG qualquer plano de melhoria da qualidade de serviço de natureza técnica. O relatório da qualidade de serviço da REN identifica diversas acções desenvolvidas em 2007 com o objectivo de melhorar a qualidade de serviço prestada, designadamente as que se apresentam de seguida. Acções de reforço da rede de transporte: Entrada ao serviço das linhas Pego-Batalha e Batalha-Ribatejo. Centro do País: abertura da Subestação de Penela e da Subestação de Castelo Branco. Reforço da linha de 220 kv Pereiros Batalha 2/Pombal Região do Minho: abertura da Subestação de Pedralva. Grande Lisboa e Alentejo: abertura da Subestação Trafaria e Subestação de Alqueva. Zona do Minho: reforço da linha de 400 kv Alto Lindoso Riba D Ave 1 e das linhas a 150 kv caniçada Vila Fria 2, Caniçada Pedralva 2 e Oleiros Pedralva. Zona do Douro: reforço das linhas de 220 kv Mogadouro Valeira e Valeira Valdigem 1 e 2. Alentejo Litoral: reforço das linhas de 150 kv Monte da Pedra Sines, Palmela Monte de pedra/ Pegões. Acções de reforço de transformação: Entrada em serviço na Subestação Paraímo da unidade de autotransformação 400/220 kv, com a potência 450 MVA. Novos transformadores de potência nas subestações de Estói, Bodiosa, Custóias, Setúbal, Riba D Ave, Oleiros e Vermoim. Acções de manutenção. 87

102 Reacondicionamento e beneficiação geral do autotransformador 3 (400/150 kv) da subestação de Palmela e do transformador 2 (220/60 kv) da subestação de Estarreja. Substituição de diversos disjuntores (400, 150 e 60 kv), transformadores de medição (400 kv, 220 kv, 150 kv e 60 kv) e descarregadores de sobretensão (60 kv), de menor fiabilidade e que exigiam muita manutenção. Prosseguiu o Plano de Remodelação de Instalações, que visa dotar as instalações mais antigas de maior operacionalidade e segurança. Em 2007, prosseguiram as intervenções nas subestações de Alto de Mira e Vermoim (iniciadas em 2006). No domínio dos Sistemas de Comando e Controlo foi finalizada a remodelação da subestação de Ferreira do Alentejo e iniciada a remodelação da subestação de Tunes. Prosseguiu também o reacondicionamento de diversa aparelhagem MAT menos fiável, com intervenções em disjuntores de 220 kv e seccionadores de 400 kv, em serviço em diversas instalações. Despoluição/lavagem dos isoladores nas zonas críticas e continuidade de programa de substituição de isoladores de vidro ou cerâmicos por isoladores compósitos, com intervenções nas linhas Carregado Seixal (220 kv), Alto de Mira - Carriche (220 kv), Fanhões Alto de Mira 3 (220 kv), Carregado Santarém (220 kv), Carregado Rio Maior 2 e 3 (220 kv), Palmela Fanhões (400 kv), Rio Maior Fanhões (400 kv), Batalha Ribatejo (400 kv), Palmela Ribatejo (400 kv) e Palmela Sines 2 (400 kv). Montagem em apoios críticos de dispositivos dissuasores do poiso das cegonhas sobre as cadeias de isoladores e transferência de ninhos para plataformas especiais localizadas em pontos mais favoráveis dos apoios. Iniciou-se novo processo de controlo de obstáculos na faixa das linhas e zonas adjacentes, com recurso à tecnologia laser e meios aéreos (helicóptero). Ainda numa fase de testes ao novo processo foram inspeccionadas as linhas de 400 kv Recarei Lavos e Lavos Rio Maior. Posteriormente e já como rotina foram inspeccionadas 26 linhas, no total de 1250 km de faixa RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO DA EDP DISTRIBUIÇÃO A EDP Distribuição procedeu à publicação do Relatório de Qualidade de Serviço 2007 na sua página da internet, dentro do prazo previsto regulamentarmente. O artigo 42.º do RQS Portugal continental estabelece o conteúdo mínimo dos relatórios da qualidade de serviço dos diferentes operadores. No Quadro 1-37 é avaliado o seu cumprimento no que se refere ao Relatório da EDP Distribuição. 88

103 Quadro 1-37 Verificação do conteúdo do Relatório da Qualidade de Serviço da EDP Distribuição de 2007 Conteúdo do relatório da qualidade de serviço (artigo 42.º do RQS Portugal continental) Valores dos indicadores gerais de qualidade de serviço. Número e natureza das reclamações apresentadas, discriminadas por tipo de cliente. Avaliação do cumprimento do disposto no RQS Portugal continental Cumpre o estabelecido no RQS Portugal continental, com excepção do indicador relativo ao tempo médio de mudança de comercializador. Só apresenta o número de reclamações desagregado por tema e por trimestre. Número e montante total das compensações pagas aos clientes por incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço. Número e montante das quantias pagas ao operador da rede de distribuição, discriminada por indicador, nível de tensão e tipo de cliente. Número de clientes com necessidades especiais registados e iniciativas realizadas para melhoria do seu relacionamento comercial. Continuidade de serviço: não é apresentada informação. Qualidade comercial: cumpre o estabelecido no RQS Portugal continental. Apresenta o número e montante das quantias pagas pelos clientes, discriminadas por indicador. Cumpre o estabelecido no RQS Portugal continental em termos de registo dos clientes com necessidades especiais. Não apresenta as iniciativas realizadas para melhoria do relacionamento comercial com este tipo de clientes Metodologia e resultado dos inquéritos ou estudos de imagem destinados a avaliar o grau de satisfação dos seus clientes. Descrição das acções mais relevantes realizadas no ano anterior para a melhoria da qualidade de serviço. Caracterização quantitativa e qualitativa relativa a incidentes. Cumpre o estabelecido no RQS Portugal continental. Cumpre o estabelecido no RQS Portugal continental. Cumpre o estabelecido no RQS Portugal continental. Relato do progresso dos planos de melhoria em curso, incluindo as justificações para os eventuais desvios verificados. Não há conhecimento da EDP Distribuição ter submetido à aprovação da DGEG qualquer plano de melhoria da qualidade de serviço, o que justifica a ausência de referências a estes planos no respectivo Relatório da Qualidade de Serviço. O Relatório da Qualidade de Serviço da EDP Distribuição identifica diversas acções de melhoria da qualidade de serviço prestada, designadamente as que se apresentam de seguida: Programa de Melhoria da Qualidade de Serviço Técnico esta acção foi lançada em 2003, tendo como final previsto o ano de 2008, e aborda as tecnologias de suporte, a gestão de avarias, o ciclo anual de planeamento técnico, a melhoria da fiabilidade das linhas aéreas, o telecomando e a automatização da rede de Média Tensão, a substituição de equipamento obsoleto, os sistemas de protecção e coordenação de isolamento e o estudo e identificação dos incidentes que podem ocorrer em equipamentos técnicos críticos. Planos Específicos de Melhoria da Qualidade de Serviço Técnico esta acção foi lançada em 2003, tendo como final previsto o ano de 2008, e centra-se num reforço das infra-estruturas de AT e MT de três áreas de rede, Vale do Tejo (Distritos de Santarém e Portalegre, iniciou-se no 4.º trimestre de 2003 e finalizou-se no 3.º trimestre de 2007), Grande Lisboa (Concelhos de Lisboa, Oeiras, Sintra, Cascais e Amadora, iniciou-se no 2.º trimestre de 2005 e finalizou-se no 2.º 89

104 trimestre de 2007) e Beira Litoral (Distritos de Aveiro e Viseu, iniciou-se no 2.º trimestre de 2006 e finalizar-se-á no 4.º trimestre de 2008). Programa Distribuição 2010 lançado no final de 2007, tendo como final previsto o ano de 2009, e constituído por dez projectos que incluem, não se resumindo, a optimização do ciclo de planeamento integrado da rede, as decisões de investimento e o acompanhamento da sua execução e a estruturação de uma política de manutenção. 90

105 2 QUALIDADE DE SERVIÇO NA REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES Este capítulo apresenta a caracterização da qualidade de serviço nas redes de transporte e de distribuição de energia eléctrica da Região Autónoma dos Açores, em 2007, com base na informação disponibilizada pelo respectivo operador e comercializador de último recurso, Electricidade dos Açores, S.A., (EDA). A caracterização é efectuada quer na vertente técnica, quer na vertente comercial. Refira-se que 2007 foi o primeiro ano em que a EDA apresentou a caracterização da qualidade de serviço técnica nas suas duas vertentes geral e individual, nomeadamente, determinou todos os indicadores previstos no RQS Açores. Os dados que se apresentam neste relatório têm por base a informação disponibilizada pela EDA no seu Relatório da Qualidade de Serviço de 2007 (informação de qualidade de serviço técnica e comercial). 2.1 CONTINUIDADE DE SERVIÇO De acordo com o Relatório de Qualidade de Serviço da EDA, em 2007 entrou em exploração um novo software de registo de interrupções que proporciona o acompanhamento integral das redes exploradas pela EDA. Desta forma, em 2007, foram calculados e apresentados todos os indicadores de continuidade de serviço, previstos no RQS Açores. A informação disponibilizada pela EDA refere-se a 8 ilhas: Santa Maria, São Miguel, Terceira, Graciosa, São Jorge, Pico, Faial e Flores. De acordo com a EDA a ilha do Corvo foi explorada até Outubro de 2007 em BT. O acompanhamento da qualidade de serviço nesta ilha em MT e BT apenas se iniciou em Janeiro de A caracterização da qualidade de serviço na Região Autónoma dos Açores, assim como na Região Autónoma da Madeira, é efectuada evidenciando a influência da produção na qualidade de serviço sentida a nível das redes e clientes. Os valores registados para os indicadores gerais de continuidade de serviço são apresentados por zona geográfica 8 (Zona A, Zona B e Zona C). O Quadro 2-1 apresenta o número de instalações de clientes que estiveram ligados à rede durante o ano de 2007, por concelho, por zona de qualidade de serviço e por nível de tensão. 8 De acordo com o RQS Açores as Zonas geográficas têm a seguinte classificação: Zona A Cidades de Ponta Delgada, Angra do Heroísmo e Horta e localidades com mais de clientes. Zona B Localidades com um número de clientes compreendido entre e Zona C Os restantes locais. 91

106 Quadro 2-1 Zonas geográficas da Região Autónoma dos Açores Ilha Concelho Clientes BT Clientes MT Zona A Zona B Zona C Total Zona A Zona B Zona C Total Santa Maria Vila do Porto Lagoa Nordeste São Miguel Ponta Delgada Povoação Ribeira Grande Vila Franca do Campo Terceira Angra do Heroísmo Praia Vitória Graciosa Santa Cruz da Graciosa São Jorge Calheta São Jorge Velas 0 0 Lajes do Pico Pico Madalena 0 0 São Roque do Pico 0 0 Faial Horta Flores Lajes das Flores Santa Cruz das Flores 0 0 Corvo Vila Nova do Corvo Fonte: EDA Da análise do Quadro 2-1 verifica-se que 73,65% dos consumidores de energia eléctrica se localizam na Zona C. A Zona B é a que abrange menor número de consumidores, 6,81% do total de consumidores do Arquipélago. A esta zona de qualidade de serviço pertence apenas uma localidade, Ribeira Grande, e as freguesias contíguas Ribeira Seca e Ribeirinha. A Zona A é constituída pelas áreas urbanas de Ponta Delgada, Angra do Heroísmo e Horta. O número de consumidores abrangidos é de 20,03%, 26,21% e 44,28% relativamente ao valor total de consumidores da respectiva ilha CARACTERIZAÇÃO GERAL A caracterização geral das redes de distribuição da Região Autónoma dos Açores é analisada diferenciando as interrupções previstas e acidentais. Os valores apresentados para os diversos indicadores gerais de continuidade de serviço consideram todas as interrupções longas (interrupções com duração superior a 3 minutos) ocorridas nas respectivas redes de transporte ou de distribuição, independentemente da sua causa. Para os indicadores TIEPI MT, SAIFI MT e SAIDI MT é apresentada a evolução na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica considerando as interrupções com origem nas redes, para os anos

107 e Note-se as grandes variações dos valores dos indicadores, devendo-se este facto ao reduzido número de PdE em cada zona geográfica INDICADORES GERAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO DA REDE DE TRANSPORTE Na Região Autónoma dos Açores existe rede de transporte em três ilhas, na ilha de São Miguel com 8 PdE, na ilha Terceira com 4 PdE e na ilha do Pico com 2 PdE. De referir que os indicadores gerais de continuidade de serviço, SAIFI, SAIDI e SARI são fortemente influenciados pelo baixo número de PdE, no caso desta região autónoma. Na ilha Terceira a instalação dos equipamentos que permitem a determinação da ENF só foi possível em 2007, havendo registos de ENF apenas para o 2.º semestre deste ano. Desta forma, para o cálculo da ENF das interrupções ocorridas no 1.º semestre, a EDA utilizou a potência de um dia da mesma semana homólogo ao do 2.º semestre. Os indicadores gerais das redes de transporte da Região Autónoma dos Açores, das três ilhas são apresentados no Quadro 2-2. Quadro 2-2 Indicadores gerais para as redes de transporte da Região Autónoma dos Açores, para a ilha de São Miguel, a ilha Terceira e a ilha do Pico, em 2007 Indicador São Miguel Terceira Pico Região ENF (MWh) 0,29 47,16 36,52 83,98 TIE (h) 0,37 2,05 7,66 0,93 SAIFI (n.º) 0,13 2,75 6,50 1,79 SAIDI (h) 0,01 3,54 13,36 2,92 SARI (h) 0,08 1,29 2,06 1,64 Fonte: EDA Da análise do Quadro 2-2 verifica-se que, a ilha do Pico foi a ilha que registou os indicadores mais elevados, com excepção do indicador ENF, em que o registo do valor mais elevado ocorreu na ilha Terceira. Por outro lado, a ilha de São Miguel registou, para todos os indicadores, os valores mais reduzidos INDICADORES GERAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO MT Em 2007, a EDA corrigiu a caracterização das zonas geográficas de qualidade de serviço da ilha Terceira, o que se traduziu na ausência de consumidores na Zona B. De acordo com esta alteração a EDA procedeu à rectificação do valor dos indicadores de continuidade de serviço do ano de 2006, para a 93

108 ilha Terceira e para a região. Pelo motivo exposto, os valores apresentados no Relatório da Qualidade de serviço da ERSE 2006, referentes a 2006, diferem dos apresentados no presente relatório. Refere-se desde já o facto de, em 2007, as interrupções previstas dos sistemas produtores terem afectado apenas a ilha Graciosa. Realça-se, também, o facto de a Zona A da ilha de São Miguel, para as interrupções com origem na produção, ter registado valores muito reduzidos para os indicadores, TIEPI, SAIFI e SAIDI, quer em MT quer em BT. ENERGIA NÃO DISTRIBUÍDA A EDA determinou este indicador pela primeira vez em A Figura 2-1 apresenta o valor da END devido às interrupções com origem no sistema produtor e com origem nas redes de transporte e distribuição, em Figura 2-1 END na Região Autónoma dos Açores por ilha e considerando as interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e com origem nas redes de transporte e distribuição, em MWh Santa Maria Flores Graciosa São Jorge Pico Faial São Miguel Terceira Acidentais Redes 2,48 6,76 3,81 15,64 16,60 14,15 107,45 129,79 Previstas Redes 6,09 3,17 5,59 17,90 14,99 24,42 108,37 142,96 Acidentais Produção 1,50 1,31 2,09 4,94 31,77 45,59 21,16 38,35 Previstas Produção 0,00 0,00 3,27 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Fonte: EDA 94

109 Analisando a figura anterior, percebe-se que as interrupções com origem nas redes foram as que mais contribuíram para os valores de END, em todas as ilhas, com excepção das ilhas Pico e Faial, nas quais as interrupções com origem na produção, representam respectivamente 50% e 54% do valor total da END. Relativamente às interrupções acidentais e imprevistas, considerando as interrupções com origem na produção e nas redes, percebe-se que para a maioria das ilhas, as interrupções acidentais foram as que mais contribuíram para os valores de END. As excepções foram, as ilhas Santa Maria e Graciosa, nas quais as interrupções previstas, representam 40% do valor total da END. A EDA no seu relatório de qualidade de serviço refere que as interrupções previstas ocorridas nas suas redes, são em grande parte, devidas a razões de serviço, nomeadamente manutenção das redes. Por outro lado, as interrupções acidentais são classificadas, pela EDA, maioritariamente como próprias. Analisando o desempenho das redes da Região Autónoma dos Açores, percebe-se o forte impacto das interrupções previstas nos indicadores gerais da rede de distribuição, este impacto é também perceptível nos indicadores que são apresentados de seguida. O Quadro 2-3 apresenta os valores de END totais e a percentagem de END face à Energia Distribuída (ED), para cada uma das ilhas e para a região. Quadro 2-3 Impacto da END face à ED, na Região Autónoma dos Açores por ilha END Ilha MWh % de ED Santa Maria 10,07 0,05 Flores 11,24 0,10 Graciosa 14,76 0,12 São Jorge 38,48 0,13 Pico 63,36 0,15 Faial 84,16 0,17 São Miguel 236,97 0,06 Terceira 311,10 0,16 Região 770,14 0,10 Fonte: EDA Analisando o Quadro 2-3 verifica-se na generalidade que, a valores crescentes de END por ilha corresponde efectivamente a um pior desempenho das respectivas redes, dado esses valores estarem associados a valores também crescentes de percentagem de ED. A Ilha de São Miguel é a excepção, uma vez que o valor de END corresponde à segunda menor percentagem de ED na ilha. 95

110 TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE DA POTÊNCIA INSTALADA TIEPI MT A Figura 2-2 apresenta o valor do TIEPI na rede de MT devido às interrupções com origem no sistema produtor e com origem nas redes de transporte e distribuição, em Figura 2-2 TIEPI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em 2007 h C C C C C A B C A C A C Santa Maria Flores Graciosa São Jorge Pico São Miguel Terceira Faial Acidentais Redes 1,140 5,315 2,635 5,252 3,485 0,260 0,852 3,775 3,441 7,145 0,491 4,753 Prevista Redes 2,796 2,490 3,872 6,010 3,149 0,525 0,498 3,701 2,696 8,606 0,460 8,588 Acidentais Produção 0,690 1,031 1,446 1,660 6,671 0,001 0,837 0,656 1,119 2,035 1,952 14,920 Previstas Produção 0,000 0,000 2,260 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Fonte: EDA Analisando a Figura 2-2, e considerando apenas as interrupções com origem na produção, a ilha de São Miguel evidencia-se pelo facto de o valor registado na Zona B ser superior ao valor registado na Zona C. De referir que à Zona A corresponde o nível de qualidade de serviço mais exigente e à Zona C o nível de qualidade de serviço menos exigente. De acordo com a EDA, este facto justifica-se por na ilha de São Miguel a zona B apresentar um reduzido número de PdE, 59, com uma potência de 29 MVA, dos quais 5 destes PdE representarem 32,4% da potência instalada. Relativamente às interrupções com origem nas redes destacam-se as ilhas Santa Maria, Graciosa e São Jorge, a Zona A da ilha de São Miguel, a Zona C da ilha Terceira e a Zona C da ilha do Faial, nas quais as interrupções previstas tiveram um grande impacto nos valores de TIEPI MT registados. A Figura 2-2 evidencia o impacto sentido a nível das redes de distribuição em MT causado pela produção. Na Zona A e na Zona C da ilha do Faial as interrupções com origem na produção 96

111 representaram respectivamente, 67% e 53% do valor total do TIEPI MT. De acordo com a EDA, este facto justifica-se pela ocorrência de problemas técnicos no grupo da central de Santa Bárbara, da responsabilidade do fabricante. A Zona A e a Zona C da ilha de São Miguel destacam-se pela menor influência das interrupções com origem na produção no valor total do TIEPI MT, estas interrupções contribuíram em, 0,1% e 8% para o valor total do TIEPI MT, respectivamente na Zona A e na Zona C. Relativamente ao valor do TIEPI MT para a Região Autónoma dos Açores, considerando as interrupções com origem na produção, a Zona A registou um valor de 0,483 h, a Zona B registou 0,837 h e a Zona C, 2,258 h. Considerando as interrupções com origem nas redes o TIEPI MT, nas zonas A, B e C são, 2,215 h, 1,350 h e 9,349 h, respectivamente. A Figura 2-3 apresenta a evolução do indicador TIEPI MT nos anos 2006 e 2007 para todas as ilhas da Região Autónoma dos Açores, considerando todas as interrupções com origem nas redes. Figura 2-3 Evolução TIEPI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica considerando todas as interrupções longas com origem nas redes de transporte e distribuição, para os anos 2006 e % 2 1 h % -59% 156% -9% -55% -70% -69% -21% 158% -85% 134% C C C C C A B C A C A C - Santa Maria Flores Graciosa São Jorge Pico São Miguel Terceira Faial Fonte: EDA Da análise da Figura 2-3, de uma forma geral a maioria das ilhas apresenta uma diminuição do TIEPI de 2006 para 2007, são excepção a Zona A da ilha Terceira, a ilha Graciosa e a Zona C da ilha do Faial. Em valor absoluto, a ilha das Flores foi a ilha com a evolução mais positiva, diminui o valor do indicador em 11,1 horas. A Zona C da ilha Terceira, apesar de apresentar uma diminuição do valor do TIEPI MT de 2006 para 2007, continua a ser a ilha com o pior desempenho relativamente a este indicador, 15,75 horas. A Zona A da ilha de São Miguel registou em 2007 o menor valor de TIEPI MT, 0,78 horas. 97

112 Relativamente à Região Autónoma do Açores, nas três zonas geográficas, houve uma melhoria do desempenho ao nível do TIEPI MT, de 2006 para FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES DO SISTEMA EM MT SAIFI MT A Figura 2-4 apresenta o valor do SAIFI na rede de MT devido às interrupções com origem no sistema produtor e com origem nas redes de transporte e distribuição. Figura 2-4 SAIFI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em Interrupções/PdE C C C C C A B C A C A C Santa Maria Flores Graciosa Pico São Jorge São Miguel Terceira Faial Acidentais Redes 1,5 6,7 5,2 3,8 10,1 1,1 1,4 5,6 6,8 14,04 1,1 7,8 Previstas Redes 3,6 2,8 2,6 4,2 9,18 0,4 0,4 2,1 1,0 1,9 0,4 5,6 Acidentais Produção 3,02 2,11 5,59 10,19 4,44 0,02 3,90 3,65 5,62 8,31 4,63 38,08 Previstas Produção 0,00 0,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Fonte: EDA Da Figura 2-4 destaca-se o seguinte: Considerando as interrupções com origem na produção, na ilha de São Miguel o valor registado na Zona B é superior ao valor registado na Zona C. Considerando as interrupções com origem nas redes, na ilha de Santa Maria e na ilha do Pico os valores de SAIFI MT registados devidos a interrupções previstas foram superiores aos valores de SAIFI MT devido a interrupções acidentais, considerando as interrupções com origem na produção e nas redes. 98

113 As ilhas de São Miguel (Zona B), Pico e Faial registaram um valor do SAIFI MT devido a interrupções com origem na produção que representa mais de 50% do valor total do SAIFI MT. A maior contribuição do sistema produtor verifica-se na ilha do Faial, Zona A, representando 76% do valor total do SAIFI MT. A ilha das Flores e a Zona A da ilha de São Miguel destacam-se pela produção representar as menores contribuições, respectivamente, 1% e 18% do valor total do SAIFI MT. A Região Autónoma dos Açores registou valores globais de SAIFI MT, considerando todas as interrupções com origem nas redes e na produção, para a Zona A de 6,33 interrupções/pde, para a Zona B, de 5,72 interrupções/pde e para a Zona C, de 18,22 interrupções/pde. De referir que, na Zona B da Região Autónoma do Açores, as interrupções com origem na produção registaram a maior contribuição para o valor do indicador. A Figura 2-5 apresenta a evolução do indicador SAIFI MT nos anos 2006 e 2007 para todas as ilhas da Região Autónoma dos Açores, considerando todas as interrupções com origem nas redes. Figura 2-5 Evolução SAIFI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica considerando todas as interrupções longas com origem nas redes de transporte e distribuição, para os anos 2006 e % 22 Interrupções/PdE % -60% -24% 31% -16% -27% 100% -18% 50% 0% % -54% -54% 90% -70% -50% 0 C C C C C A B C A C A C -100% Santa Maria Flores Graciosa Pico São Jorge São Miguel Terceira Faial Fonte: EDA Analisando a Figura 2-5 destaca-se a Zona A da ilha Terceira, a ilha Graciosa e a ilha de São Jorge por terem registado um aumento do valor do SAIFI MT de 2006 para A ilha de Santa Maria e a ilha das 99

114 Flores registaram as maiores reduções do SAIFI MT de 2006 para 2007, diminuindo o valor do indicador em 14,1 interrupções/pde e 13,9 interrupções/pde, respectivamente. Na totalidade da Região Autónoma dos Açores, as zonas B e C registaram uma diminuição do indicador SAIFI MT de 2006 para A Zona A registou um aumento de 2006 para 2007 de 5%. DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA SAIDI MT A Figura 2-6 apresenta o valor do SAIDI na rede de MT devido às interrupções com origem no sistema produtor e com origem nas redes de transporte e distribuição. Figura 2-6 SAIDI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em 2007 h/pde C C C C C A B C A C A C Santa Maria Graciosa Flores Pico São Jorge São Miguel Terceira Faial Acidentais redes 0,940 2,655 6,507 4,832 7,002 0,298 0,751 4,897 4,115 7,057 0,563 5,476 Previstas Redes 3,613 2,535 3,829 3,912 8,914 0,566 0,678 3,766 3,191 5,657 0,652 8,637 Acidentais Produção 0,727 1,464 1,167 7,054 1,663 0,004 0,962 0,931 1,250 2,340 2,194 16,566 Previstas Produção 0,000 2,267 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Fonte: EDA Na análise da Figura 2-6, considerando as interrupções com origem na produção, destaca-se o facto das interrupções previstas apresentarem uma forte contribuição no valor do SAIDI MT na ilha da Graciosa. Na ilha de São Miguel evidencia-se o facto de o valor registado na Zona B ser superior ao valor registado na Zona C. 100

115 Relativamente às interrupções previstas com origem nas redes, as ilhas de Santa Maria, São Miguel (Zona A), São Jorge e Faial (Zona C) registaram um valor de SAIDI MT superior ao valor registado para as interrupções acidentais. O impacto sentido a nível das redes de distribuição MT causado pela produção destaca-se na ilha do Faial, na qual as interrupções com origem na produção representaram nas duas zonas, A e C, respectivamente 64% e 54% do valor total do SAIDI MT. As ilhas, São Miguel (Zona A) e São Jorge destacam-se por apresentarem o valor de SAIDI MT, devido à produção correspondeste a 0,4% e 9% do valor do SAIDI MT total, respectivamente, representando a menor influência da produção sentida na MT. A Figura 2-7 apresenta a evolução do indicador SAIDI MT nos anos 2006 e 2007 para todas as ilhas da Região Autónoma dos Açores, considerando todas as interrupções com origem nas redes de transporte e distribuição. Figura 2-7 Evolução SAIDI MT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica considerando todas as interrupções longas com origem nas redes de transporte e distribuição, para os anos 2006 e 2007 h/pde % -46% -57% 6% -36% -13% -69% 24% 91% -75% -67% -80% C C C C C A B C A C A C 100% 80% 60% 40% 20% 0% -20% -40% -60% -80% -100% Santa Maria Graciosa Flores Pico São Jorge São Miguel Terceira Faial Fonte: EDA Analisando a Figura 2-7 e comparando os valores registados, de SAIDI MT, nos dois anos, destacam-se os seguintes factos: Em 2006, nas ilhas Terceira (Zona A), Graciosa, São Jorge e Faial (Zona C) foram registados valores superiores aos valores registados em A ilha das Flores foi a que registou maior redução do valor de SAIDI MT, de 2006 para 2007, diminui o valor deste indicador em 13,52 h/pde. 101

116 Na Região Autónoma dos Açores, as zonas B e C registaram uma diminuição do indicador SAIDI MT de 2006 para A Zona A registou um aumento de 2006 para 2007 de 3% INDICADORES GERAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO EM BT A EDA determinou pela primeira vez os indicadores gerais de qualidade de serviço para as redes de distribuição em BT. FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES DO SISTEMA EM BT SAIFI BT A Figura 2-8 apresenta o valor do SAIFI na rede de BT devido às interrupções com origem no sistema produtor e com origem nas redes de transporte e distribuição. Figura 2-8 SAIFI BT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em Interrupções/cliente C C C C C A B C A C A C Santa Maria Flores Graciosa Pico São Jorge São Miguel Terceira Faial Acidentais Redes 1,400 5,400 4,500 3,400 9,300 1,000 1,600 4,400 4,700 12,200 1,400 7,000 Previstas Redes 3,500 2,400 1,700 4,100 8,200 0,300 0,400 1,900 0,800 1,900 0,700 4,500 Acidentais Produção 2,900 1,600 4,900 9,000 4,300 0,000 3,500 2,300 3,600 7,500 6,400 34,300 Previstas Produção 0,000 0,000 0,900 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Fonte: EDA Analisando a Figura 2-8 constata-se que: O facto de, para todas as ilhas da Região Autónoma dos Açores, considerando as interrupções com origem nas redes, o valor do SAIFI BT registado devido a interrupções acidentais ser superior ao valor do SAIFI BT devido a interrupções previstas, com excepção das ilhas Santa Maria e Pico. 102

117 As ilhas São Miguel (Zona B), Pico e Faial (Zona A e Zona C) registaram um valor de SAIFI BT devido a interrupções com origem na produção que representa mais de 50% do valor total do SAIFI BT. A maior contribuição do sistema produtor no SAIFI BT verifica-se na ilha do Faial, nas duas zonas geográficas de qualidade de serviço, representando 75% do valor total do SAFI BT. DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA SAIDI BT A Figura 2-9 apresenta o valor do SAIDI na rede de BT devido às interrupções com origem no sistema produtor e com origem nas redes de transporte e distribuição. Figura SAIDI BT na Região Autónoma dos Açores por zona geográfica e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção e nas redes de transporte e distribuição, em h/cliente C C C C C A B C A C A C Santa Maria Graciosa Flores Pico São Jorge São Miguel Terceira Faial Acidentais Redes 1,03 2,40 4,69 4,47 8,20 1,03 1,25 4,61 3,19 6,26 1,03 5,18 Previstas Redes 2,87 1,36 2,33 3,19 7,92 0,15 0,23 1,30 1,48 3,23 0,86 5,82 Acidentais Produção 0,68 1,31 0,93 6,32 1,59 0,01 0,86 0,68 0,83 2,12 2,78 14,85 Previstas Produção 0,00 1,99 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Fonte: EDA A análise da Figura 2-9 permite destacar o seguinte: Na ilha Graciosa evidencia-se o facto das interrupções previstas com origem na produção apresentarem maior impacto no indicador SAIDI BT do que as interrupções acidentais com a mesma origem. Considerando as interrupções com origem na produção, na ilha de São Miguel, a Zona B registou um valor de SAIDI BT superior ao valor registado na Zona C. 103

118 As interrupções acidentais foram as que tiveram maior contribuição no SAIDI BT com origem nas redes, com excepção da ilha de Santa Maria e da Zona C da ilha do Faial. O impacto sentido a nível das redes de distribuição em BT causado pela produção. Na ilha do Faial, Zona A e Zona C, as interrupções com origem na produção representaram respectivamente, 60% e 57% do valor total do SAIDI BT. A ilha de São Miguel (Zona A) evidencia-se por apresentar a menor influência da produção no valor de SAIDI BT, 0,4% do valor do SAIDI BT total CUMPRIMENTO DOS NÍVEIS MÍNIMOS O Quadro 2-4 apresenta a comparação dos indicadores gerais das redes em MT e BT das ilhas da Região Autónoma dos Açores com os respectivos padrões, definidos por zona de qualidade de serviço. Os valores dos indicadores gerais foram determinados considerando as interrupções longas (interrupções com duração superior a 3 minutos) com exclusão das interrupções causadas por casos fortuitos ou de força maior, razões de interesse público, razões de serviço, razões de segurança, acordo com o cliente e facto imputável ao cliente. Quadro 2-4 Padrões e indicadores gerais para as redes de distribuição em MT na Regiao Autónoma dos Açores TIEPI (h) SAIFI MT (interrupções/pde) SAIDI MT (h/pde) SAIFI BT (interrupções/pde) SAIDI BT (h/pde) Zona A Zona B Zona C Padrão Região 3,00 4,00 3,00 4,00 6,00 Região Autónoma dos Açores 0,86 2,64 1,40 1,70 1,11 Padrão Ilha 3,00 4,00 3,00 4,00 6,00 São Miguel 0,11 0,47 0,13 0,40 0,15 Terceira 2,87 6,38 3,56 4,30 2,84 Faial 0,43 0,96 0,49 1,20 0,83 Padrão Região 6,00 7,00 6,00 7,00 10,00 Região Autónoma dos Açores 0,60 0,61 0,48 0,80 0,60 Padrão Ilha 8,00 8,00 8,00 9,00 12,00 São Miguel 0,60 0,61 0,48 0,80 0,60 Padrão Região 20,00 10,00 16,00 10,00 20,00 Região Autónoma dos Açores 3,52 6,35 4,31 5,70 4,06 Padrão Ilha 26,00 12,00 20,00 13,00 24,00 Santa Maria 1,14 1,46 0,94 1,40 1,00 São Miguel 3,07 4,65 3,86 3,80 3,33 Terceira 5,48 13,44 6,57 11,80 5,95 Graciosa 2,12 3,80 2,05 3,30 1,84 São Jorge 4,88 8,45 6,39 8,00 7,70 Pico 2,40 3,15 3,17 2,80 3,10 Faial 4,43 6,09 5,09 5,60 4,95 Flores 2,95 2,77 3,63 2,40 2,59 Fonte: EDA Analisando o Quadro 2-4 verifica-se o não de cumprimento de alguns dos padrões gerais de continuidade de serviço na ilha Terceira. 104

119 Na ilha Terceira, na Zona A, verifica-se o não cumprimento de três padrões gerais de continuidade de serviço, relativos aos indicadores SAIFI MT, SAIFI BT e SAIDI MT e o não cumprimento do indicador SAIFI MT na Zona C. Relativamente a 2006 houve uma melhoria ao nível do cumprimento dos padrões, nomeadamente na ilha de Santa Maria, na qual em 2006 o indicador SAIFI MT não foi cumprido. Apesar de em 2007 alguns dos indicadores em MT na ilha Terceira não serem cumpridos, registou-se uma melhoria no desempenho desta ilha, na qual em 2006 o indicador SAIFI MT na Zona A e na Zona B foi superior ao dobro do respectivo padrão. Da análise do Quadro 2-4 destaca-se também o facto dos valores registados para o indicador SAIDI BT, estarem de forma genérica, muito abaixo dos padrões definidos, note-se o caso dos valores registados para os indicadores na Zona C, todos abaixo de 30% do valor padrão. Na ilha de Santa Maria todos os valores dos indicadores registados, são inferiores a 13% dos respectivos padrões. Verifica-se igualmente que na ilha de São Miguel, com três zonas de qualidade de serviço, os valores dos indicadores se encontram abaixo de 39% dos respectivos padrões CARACTERIZAÇÃO DOS PONTOS DE ENTREGA NA REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES Neste ponto é apresentada a caracterização da qualidade de serviço em cada um dos pontos de entrega da rede de transporte e nas redes de distribuição com base nos indicadores individuais de continuidade de serviço estabelecidos no RQS Açores REDE DE TRANSPORTE O Quadro 2-5 apresenta para todos os PdE, da Região Autónoma dos Açores, o número de interrupções e a duração total das interrupções ocorridas. Quadro 2-5 Número e duração total das interrupções na rede de transporte da Região Autónoma dos Açores, por PdE, em 2007 Ilha São Miguel Terceira Pico Fonte: EDA Ponto de entrega Nível de Tensão (kv) Número de Duração total das Código Designação Un Uc interrupções Interrupções (min) 2SE02 Caldeirão 60 62,5 1 4,5 2SE07 Milhafres 30 30,5 0 0,0 2SE08 Ponta Delgada 10 10,3 0 0,0 2SE12 Aeroporto 10 10,2 0 0,0 2SE6A Lagoa - Barramento ,4 0 0,0 2SE6B Lagoa - Barramento ,4 0 0,0 2SE3A Foros - Barramento ,5 0 0,0 2SE3B Foros - Barramento ,5 0 0,0 3SE02 Vinha Brava 15 15, ,0 3SE03 Angra 15 15,5 0 0,0 3SE04A Lajes - Barramento 1 6,9 6, ,0 3SE04B Lajes - Barramento 2 6,9 6, ,0 6SE02 Madalena 15 15, ,7 6SE03 Lajes ,2 Total ,4 105

120 Da análise do Quadro 2-5 destaca-se o seguinte: Foram afectados 6 PdE por interrupções de serviço, o que corresponde a 43% dos PdE. O PdE, Caldeirão registou a menor duração total de interrupções. A Subestação Madalena foi o PdE mais afectado por interrupções e registou a maior duração total de interrupções. Em 2007 ocorreram 25 interrupções, verificando-se o seguinte: 2 interrupções foram devidas a razões de serviço, sendo uma na SE da Madalena e a outra na Subestação da Vinha Brava. 23 interrupções tiveram origem em causas próprias da EDA. 44% das interrupções ocorridas tiveram origem nas redes de distribuição em MT. 12% das interrupções ocorridas tiveram origem nas redes de transporte. 44% das interrupções ocorridas tiveram origem na produção. O RQS Açores estabelece os seguintes padrões individuais de continuidade de serviço para a rede de transporte: Número de interrupções por ano: 7. Duração total das interrupções (horas por ano): REDES DE DISTRIBUIÇÃO EM MT E BT A EDA determinou pela primeira vez os indicadores individuais para os pontos de entrega das redes em MT e BT em Consequentemente, 2007 constitui o primeiro ano em que é efectuada a verificação do cumprimento dos padrões individuais e o apuramento de pagamento de compensações aos clientes por incumprimento dos mesmos. O RQS Açores estabelece os padrões individuais de continuidade de serviço para as redes MT e BT, que se apresentam no Quadro 2-6. Quadro 2-6 Padrões individuais de continuidade de serviço para as redes de distribuição em MT e BT, da Região Autónoma dos Açores Zona Nível de tensão Número de interrupções por ano Duração total das interrupções (horas) A BT 13 6 MT 9 4 B BT MT 22 9 C BT MT Fonte: EDA 106

121 2.1.3 CUMPRIMENTO DOS NÍVEIS MÍNIMOS DE QUALIDADE E PAGAMENTO DE COMPENSAÇÕES REDE DE TRANSPORTE Na rede de transporte da Região Autónoma dos Açores nenhum dos PdE são a clientes directos. Os padrões e as compensações definidas pelo RQS Açores apenas se aplicam aos PdE a clientes. De acordo com o exposto, não houve pagamento de compensações a clientes REDE DE DISTRIBUIÇÃO Com base na informação divulgada no relatório da qualidade de serviço da EDA de 2007, no Quadro 2-7 apresenta-se o número de compensações resultantes dos incumprimentos dos padrões individuais de continuidade de serviço verificados em 2007, a serem pagas em Quadro 2-7 Número de compensações por incumprimento dos padrões individuais de continuidade de serviço da EDA em 2006 BT MT Ilha Zona Número de Duração total das Número de Duração interrupções por ano interrupções interrupções total das Total < 20 kva >20,7 kva < 20 kva >20,7 kva por ano interrupções São A Miguel C 2 2 Terceira A C 4 4 São Jorge C Pico C 3 3 Faial A C Total de incumprimentos da EDA Fonte: EDA De acordo com o estipulado no n.º 5 do artigo 48.º do RQS Açores, as compensações a atribuir aos clientes, alimentados em BT, com valor inferior a 2,5 euros e inferior a 5 euros para os restantes consumidores, revertem para o fundo de reforço dos investimentos, para melhoria de qualidade de serviço nas zonas afectadas. Desta forma, do total de incumprimentos da EDA apresentados no Quadro 2-7, apenas incumprimentos deram origem a compensações, efectivamente pagas a clientes (1 164 na Zona A e 587 na Zona C), sendo que os valores das compensações de 575 incumprimentos reverteram para o fundo de reforço do investimento. O Quadro 2-8 apresenta os montantes das compensações, resultantes de incumprimentos dos padrões individuais de continuidade de serviço verificados em

122 Quadro 2-8 Montantes das compensações resultantes de incumprimentos dos padrões individuais de continuidade de serviço da EDA, em 2006 BT MT Ilha Zona Número de Duração total das Número de Duração interrupções por ano interrupções interrupções total das Total < 20 kva >20,7 kva < 20 kva >20,7 kva por ano interrupções São A Miguel C 3 3 Terceira A C São Jorge C Pico C Faial A C Valor total das compensações Fonte: EDA O montante total a compensar devido a incumprimento dos padrões individuais de continuidade de serviço em 2007 é de euros, sendo o montante a transferir para o fundo de reforço dos investimentos de 504 euros INCIDENTES NAS REDES COM MAIOR IMPACTO NA QUALIDADE DE SERVIÇO O RQS Açores estabelece que a EDA deve comunicar à ERSE através de um relatório todas as interrupções originadas por c.f.f.m. que resultem em END superior a 5 MWh nas ilhas de São Miguel e Terceira e 1 MWh nas restantes ilhas. No seu relatório de qualidade de serviço de 2007 a EDA descreve 4 incidentes, classificados como c.f.f.m., onde a END foi igual ou superior aos valores definidos regulamentarmente INCIDENTE DE 14 DE FEVEREIRO DE 2007 NA ILHA DAS FLORES No dia 14 de Fevereiro de 2007, pelas 7:18, ocorreu um incidente na ilha das Flores devido à ruptura dos condutores da linha Lajes que provocou a actuação das protecções. Na origem deste incidente estão os ventos de intensidade elevada, que também originaram a demora da reposição em serviço da linha devido a estas condições climatéricas adversas. O incidente afectou todos os clientes do concelho de Lajes, classificado como Zona C, originando uma END de 1,9 MWh INCIDENTE DE 17 DE FEVEREIRO DE 2007 NA ILHA DO PICO No dia 17 de Fevereiro de 2007, pelas 21:14, ocorreu um incidente na ilha do Pico devido à queda de uma árvore sobre os condutores da linha São Roque Piedade, que provocou a actuação das protecções. Na origem deste incidente estão os ventos, de intensidade elevada. O incidente afectou 108

123 todos os clientes do concelho de São Roque, classificado como Zona C, originando uma END de 1,73 MWh PRIMEIRO INCIDENTE DE 18 DE DEZEMBRO DE 2007 NA ILHA DE SÃO MIGUEL No dia 18 de Dezembro de 2007, pelas 13:35, ocorreu um incidente na ilha de São Miguel devido ao rebentamento das três fases da linha Ribeirinha que cruzavam a linha Nordeste nesse vão, fazendo actuar as protecções de ambas as linhas, como consequência foram desligadas as linhas Nordeste e parte da linha Povoação. Na origem deste incidente estão os ventos fortes e as más condições climatéricas que provocaram a demora na reposição em serviço. O incidente afectou todos os clientes dos concelhos da Ribeira Grande, Nordeste e Povoação, onde inclui zonas B e C, originando uma END de 5,63 MWh SEGUNDO INCIDENTE DE 18 DE DEZEMBRO DE 2007 NA ILHA DE SÃO MIGUEL Na sequência do incidente descrito anteriormente, ocorreu um segundo incidente que teve início às 13:48, devido ao ensaio de ligação sobre um curto-circuito da linha Nordeste, que provocou uma cava de tensão pronunciada. Esta cava de tensão levou à actuação de protecção de mínima tensão dos grupos da central termoeléctrica do Caldeirão, que foram desligados. O incidente afectou todos os clientes dos concelhos de Ponta Delgada e da Lagoa, originando uma END de 7,92 MWh. 2.2 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Para efeitos de monitorização da qualidade da onda de tensão, e como estabelecido no RQS Açores, a EDA elaborou um plano de monitorização que contempla três anos, 2006 a A cada ano corresponde uma fase de implementação do Sistema da Monitorização da Qualidade da Onda de Tensão. De acordo com o plano de monitorização da EDA actualizado para 2008, as ilhas monitorizadas são as ilhas, São Miguel, Terceira, Pico e Faial. O plano de monitorização da qualidade da onda de tensão prevê a utilização de dois tipos de equipamentos: Equipamentos a instalar em subestações, que efectuam a monitorização permanentemente no mesmo ponto durante todo o ano. De acordo com o plano de monitorização da EDA, estes pontos mantêm-se de ano para ano. Equipamentos a instalar em Postos de Transformação (PT), que são móveis e instalados ao longo de um ano em diferentes PT. Atendendo a que o projecto de monitorização da qualidade de onda de tensão se encontra numa fase de implementação inicial, a EDA entendeu que as monitorizações efectuadas com equipamentos móveis 109

124 deveriam decorrer em períodos semestrais por considerar que garantem uma amostragem mais representativa e permitem consolidar os procedimentos de análise e tratamento dos dados recolhidos. A EDA não monitorizou a frequência da tensão nos PT, atendendo à pequena dimensão dos sistemas eléctricos das ilhas da Região Autónoma dos Açores e à proximidade entre as subestações e os PT. De acordo com o RQS Açores, em condições normais de exploração, as características da onda de tensão nos pontos de entrega aos clientes devem respeitar: Nas redes de distribuição em BT e MT e na rede de transporte a 30 kv o disposto na Norma NP Na rede de transporte a 60 kv, o disposto no anexo n.º 2 do RQS Açores DESCRIÇÃO DO PLANO DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO O plano de monitorização da EDA para 2007 contemplou a realização de medições nas ilhas e para o número de pontos apresentados no Quadro 2-9. Quadro 2-9 Número de instalações monitorizadas da EDA, em 2007 Ilha Subestações com monitorização PT monitorizados com equipamentos móveis permanente (equipamentos fixos) (períodos de monitorização de 6 meses) São Miguel 6 16 Terceira 4 8 Pico 3 6 Faial 1 4 Fonte: EDA Os pontos de monitorização permanentes abrangidos pelo plano de monitorização são os apresentados no Quadro Ilha Quadro 2-10 Pontos de monitorização permanentes de monitorização da EDA, em 2007 Ponto de monitorização Nível de tensão (kv) Ilha Ponto de monitorização Nível de tensão (kv) Central Térmica Caldeirão (Centro 60 Produtor) Subestação Belo Jardim Subestação de Milhafres Subestação Vinha Brava Terceira Subestação de Lagoa 10 Subestação Angra do 15 São 10 Heroísmo 15 Miguel Subestação de Foros 10 Subestação de Lajes 6,9 10 6,9 10 Subestação Madalena 15 Subestação de Ponta Delgada 10 Subestação Lajes 15 Pico Subestação de Vila Franca Subestação São Roque Faial Subestação de Santa Bárbara Fonte: EDA 110

125 O Quadro 2-11 apresenta os PT a monitorizar com equipamentos móveis. Fonte: EDA Quadro 2-11 Pontos monitorizados com equipamentos móveis pela EDA, em 2007 Ponto de monitorização Período de Ilha PT n.º Nome Linha Subestação monitorização 92 Calhetas Capelas Milhafres 1.º Semestre 396 P. Atlântico PDL 10 Ponta Delgada 1.º Semestre 48 Av. D. João II PDL 5 Ponta Delgada 1.º Semestre 74 Correios Aeroporto 1 Aeroporto 1.º Semestre 405 Gomes & Gomes Cald. Livramento Caldeirão 1.º Semestre 17 Vencim. R. Grande 4 Foros 1.º Semestre 392 L.P. Pedra F. Calhetas Foros 1.º Semestre São 343 Igreja P. Garça Vila Franca 1.º Semestre Miguel 44 Saúde Arrifes Milhafres 2.º Semestre 45 M. Ponte PDL 3 Ponta Delgada 2.º Semestre 85 Coliseu PDL 2 Ponta Delgada 2.º Semestre 222 C. Furna PDL 6 Ponta Delgada 2.º Semestre 408 A. Morgado Cabouco Lagoa 2.º Semestre 327 Bandejo R. Grande 3 Foros 2.º Semestre 21 Ribeirinha ERPI Foros 2.º Semestre 22 Agua d Alto R. Chã Vila Franca 2.º Semestre 77 Agualva Fontinhas Belo Jardim 1.º Semestre 180 Terreiro Angra 2 Vinha Brava 1.º Semestre 159 Fanal Cidade C Angra do Heroísmo 1.º Semestre Terceira 12 Carreirinha Cidade E Angra do Heroísmo 1.º Semestre 65 Paul Praia A Belo Jardim 2.º Semestre 80 Q. Ribeiras Altares 1 Vinha Brava 2.º Semestre 9 Salinas Cidade D Angra do Heroísmo 2.º Semestre 6 S. Pedro Cidade C Angra do Heroísmo 2.º Semestre 27 Madalena MDL - SMT Madalena 1.º Semestre 79 R. Stª Cruz LJS - PDD Lajes 1.º Semestre Pico 8 Stº. António SRQ - BND São Roque 1.º Semestre 9 S. Vicente MDL BND Madalena 2.º Semestre 45 C. Cima LJS - SMT Lajes 2.º Semestre 5 Cais SRQ - BND São Roque 2.º Semestre 38 C. Dabney C. Dabney Santa Barbara 1.º Semestre Faial 8 Cruzeiro Horta Varad. Santa Barbara 1.º Semestre 8 Cruzeiro H. - Cedros Santa Barbara 2.º Semestre 2 Angústias Hospital Santa Barbara 2.º Semestre RESULTADOS DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Durante 2007 foram monitorizados os 14 pontos propostos no plano de monitorização da EDA para monitorização permanente, abrangendo 14 subestações e 26 barramentos. A monitorização com equipamentos móveis, decorreu em 34 PT como previsto. No entanto, por falta de cobertura GPRS do equipamento, a EDA necessitou de substituir a monitorização do PT n.º 37 Serreta na ilha Terceira pelo PT n.º 180 Terreiro, associado à saída da mesma subestação, Vinha Brava. Os PT monitorizados representam 2% dos PT existentes na ilha de São Miguel. De referir que, em 2007, a ilha de São Miguel era constituída por 796 PT (444 PT da EDA e 352 PT privados). Por outro lado, na ilha Terceira os PT monitorizados representam 2% dos 387 PT existentes na ilha (226 PT da EDA e 111

126 161 PT privados). No caso da ilha do Pico, os PT monitorizados representam 3,8% dos 156 PT existentes na ilha (116 PT da EDA e 40 PT privados). Por último, na ilha do Faial, os PT monitorizados representam 3,0% dos 128 PT existentes na ilha (85 PT da EDA e 43 PT privados). As monitorizações foram realizadas em PT da EDA, não havendo nenhuma monitorização em PT privados. Para efeitos de análise da informação apresentada neste ponto, relativa à qualidade da onda de tensão, a EDA determinou dois indicadores 9 semanais que permitem estabelecer critérios de selecção dos valores a apresentar sobre cada característica da onda de tensão, entre as várias semanas monitorizadas e para os pontos monitorizados. Sendo os valores apresentados para as várias características e para os pontos monitorizados, os correspondentes a três semanas seleccionadas de acordo com o exposto. Importa referir que os limites de referência indicados, de seguida, são estabelecidos para 95% do período de monitorização, sendo os seus valores absolutos mais baixos que os definidos para 100% do período de monitorização. Desta forma, verificando-se o cumprimento dos primeiros, infere-se o cumprimento dos últimos. A verificação dos valores registados para os incumprimentos dos padrões é feita para 100% do período de monitorização RESULTADOS DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO PONTOS FIXOS Em 2007 houve apenas um incumprimento dos limites regulamentares. Na ilha Terceira na SE Angra do Heroísmo foi ultrapassado o limite para a distorção harmónica, a 5.ª harmónica registou um valor de 8,91%, sendo o nível de referência 6%. 9 Indicador para as grandezas do regime permanente Continuous Power Quality Índex (CPQI). - Para as grandezas com níveis máximos e mínimos (como a tensão e a frequência) os valores máximos e mínimos e os percentis de 5% e 95% são normalizados de acordo com a expressão: Sendo retido o maior valor de entre os calculados para as 3 fases dos percentis 5% e 95%. - Para as grandezas apenas com níveis máximos, são normalizados os percentis 95% de acordo com a seguinte expressão: É retido o maior valor entre as 3 fases. Se todos os valores forem inferiores a 1, é retido como PQI o maior valor. Em caso contrário são somados todos os valores superiores a 1. A selecção das semanas por equipamento de monitorização foi efectuada utilizando o seguinte princípio: A semana cujo valor PQI corresponde à mediana dos valores. A semana com o pior índice do PQI. A semana com o melhor índice de PQI. 112

127 De seguida são apresentados os valores máximos e mínimos para cada uma das características, de acordo com os registos fornecidos pela EDA à ERSE em 2007, nos pontos monitorizados excluindo o ponto em que houve incumprimento. Os valores são apresentados para cada uma das características, com identificação do ponto de monitorização em que ocorreram e os limites de referência definidos regulamentarmente, para cada nível de tensão. Importa referir que de acordo com metodologia de selecção dos registos das características da EDA, os valores apresentados podem não ser os valores máximos e mínimos registados no período de monitorização em causa. FREQUÊNCIA O Quadro 2-12 apresenta informação quanto aos valores máximos e mínimos registados da frequência da tensão de alimentação. Quadro 2-12 Valores máximos e mínimos de frequência registados nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores por nível de tensão, em 2007 Nível de Tensão (kv) Fonte: EDA Máximo - Nível de Referência, 2% Mínimo - Nível de referência, -2% Ponto de Monitorização Valor (%) Ponto de Monitorização Valor (%) 6,9 SE Lajes Barramento 1 (Terceira) 0,11 SE Lajes Barramento 2 (Terceira) -0,14 10 SE Ponta Delgada Barramento 1 (São SE Foros Barramento 2 (São Miguel) -0,12 0,12 Miguel) 15 SE Santa Bárbara (Faial) 0,39 SE Santa Bárbara (Faial) -0,31 30 SE de São Roque (Pico) 0,47 SE de São Roque (Pico) -0,45 60 CT Caldeirão (São Miguel) 0,22 CT Caldeirão (São Miguel) -0,24 VALOR EFICAZ DA TENSÃO O Quadro 2-13 apresenta informação quanto aos valores máximos e mínimos registados da amplitude da tensão de alimentação. 113

128 Quadro 2-13 Valores máximos e mínimos do valor eficaz da tensão registados, nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores por nível de tensão, em 2007 Nível de Tensão (kv) 6,9 10 Ponto de Monitorização Máximo SE Lajes Barramento 1 (Terceira) SE Vila Franca (São Miguel) Valor (%) Nível de Referência (%) 3, , SE Lajes (Pico) 8, SE Lagoa (São Miguel) 2, Fonte: EDA CT Caldeirão (São Miguel) 0,82 5 Mínimo Ponto de Monitorização Valor (%) Nível de Referência (%) SE Lajes Barramento 2-2,36-10 (Terceira) SE Vila Franca (São Miguel) -3,70-10 SE Angra do Heroísmo -10-4,61 (Terceira) SE Foros Barramento 1 (São -10-1,87 Miguel) CT Caldeirão (São Miguel) -2,13-5 TREMULAÇÃO (FLICKER) O Quadro 2-14 apresenta informação quanto aos valores máximos registados para a tremulação da tensão de alimentação. Quadro 2-14 Valores máximos de tremulação, registados nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores, por nível de tensão, em 2007 Tremulação P st P lt Nível de Valor Máximo Ponto de Monitorização Tensão (kv) Nível de referência, 1 (*) 6,9 SE Lajes Barramento 2 (Terceira) 0,41 10 SE Lagoa Barramento 1 (São Miguel) 0,28 15 SE Santa Bárbara (Faial) 0,60 30 SE Milhafres Barramento 2 (São Miguel) 0,27 60 CT Caldeirão (São Miguel) 0,12 6,9 SE Lajes Barramento 2 (Terceira) 0,43 10 SE Foros Barramento 2 (São Miguel) 0,47 15 SE Santa Bárbara (Faial) 0,60 30 SE Milhafres Barramento 1 (São Miguel) 0,48 60 CT Caldeirão (São Miguel) 0,23 (*) Para o P st o nível de referência apresentado apenas é aplicável para a AT. Para a MT não existe nível de referência para o P st. Fonte: EDA DESEQUILÍBRIO DO SISTEMA TRIFÁSICO DE TENSÕES O Quadro 2-15 apresenta informação quanto aos valores máximos registados para o desequilíbrio do sistema trifásico de tensões. 114

129 Quadro 2-15 Valores máximos de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, registados nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores, por nível de tensão, em 2007 Nível de Valor Máximo (%) Ponto de Monitorização Tensão (kv) Nível de Referência, 2% 6,9 SE Lajes Barramento 2 (Terceira) 0,42 10 SE Vila Franca (São Miguel) 0,34 15 SE Angra do Heroísmo Barramento 2 (Terceira) 0,50 30 SE Milhafres Barramento 2 (São Miguel) 0,66 60 CT Caldeirão (São Miguel) 0,12 Fonte: EDA DISTORÇÃO HARMÓNICA O Quadro 2-16 apresenta informação quanto aos valores máximos registados para a distorção harmónica. Quadro 2-16 Valores máximos da distorção harmónica da tensão registados, nos pontos fixos, na Região Autónoma dos Açores, por nível de tensão, em 2007 Ordem da Nível de Valor Nível de Ponto de Monitorização harmónica Tensão (kv) Máximo (%) Referência (%) 6,9 SE Lajes Barramento 1 (Terceira) 0, SE Vila Franca (São Miguel) 0, ª 15 SE Lajes (Terceira) 0, SE Belo Jardim (Terceira) 0, CT Caldeirão (São Miguel) 0,19 3 6,9 SE Lajes Barramento 1 (Terceira) 3, SE Ponta Delgada Barramento 1 (São Miguel) 4, ª 15 SE Madalena (Pico) 5, SE Belo Jardim (Terceira) 3, CT Caldeirão (São Miguel) 2,71 4,5 6,9 SE Lajes Barramento 1 (Terceira) 0, SE Ponta Delgada Barramento 1 (São Miguel) 2, ª 15 SE Vinha Brava Barramento 1 (Terceira) 2, SE Milhafres Barramento 1 (São Miguel) 1, CT Caldeirão (São Miguel) 1,24 3 Fonte: EDA RESULTADOS DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO PONTOS MÓVEIS O Quadro 2-17 apresenta a síntese de todos os pontos móveis abrangidos pelo plano de monitorização para os quais se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão. 115

130 Quadro 2-17 Características da onda de tensão em pontos móveis, com incumprimentos em 2007 Incumprimento dos valores regulamentares Característica Ponto de monitorização Valor Nível de registado referência Tremulação P st PT A. Morgado (São Miguel) 1,20 1 PT Cruzeiro Horta Varadouro (Faial) 1,36 1 Tremulação P lt PT A. Morgado (São Miguel) 1,15 1 PT Cruzeiro Horta Varadouro (Faial) 1,30 1 Distorção Harmónica, 5.ª harmónica PT Carreirinha (Terceira) 9,28% 6% PT M. Ponte (São Miguel) 6,22% 6% PT Fanal (Terceira) 8,34% 6% PT Terreiro (Terceira) 6,04% 6% Distorção Harmónica, 9.ª harmónica PT Q. Ribeiras (Terceira) 3,65% 1,5% Distorção Harmónica, 15.ª harmónica PT M. Ponte (São Miguel) 0,56% 0,5% PT Q. Ribeiras (Terceira) 0,89% 0,5% Distorção Harmónica, 21.ª harmónica PT Q. Ribeiras (Terceira) 0,53% 0,5% Fonte: EDA De seguida são apresentados os valores máximos e mínimos registados em 2007, para cada uma das características, com identificação do ponto de monitorização em que ocorreram e os limites de referência definidos regulamentarmente, para cada nível de tensão: Valor eficaz da tensão (valor máximo e mínimo de referência, 10% e -10% para todos os valores eficazes médios de 10 minutos). O valor máximo foi registado no PT A. Morgado (ilha de São Miguel), 9,64% e o valor mínimo no PT Q. Ribeiras (ilha Terceira), -8,54%. Tremulação (P lt valor máximo de tremulação longa duração, 1). O PT Agualva (Ilha Terceira) registou os valores mais elevados de P st e P lt, 0,96 e 0,95, respectivamente. Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (valor máximo 2%). O valor que mais se aproximou foi registado no PT Cruzeiro Horta Varadouro (ilha do Faial), 0,83%. Para a característica da onda de tensão distorção harmónica o Quadro 2-18 apresenta informação quanto aos valores máximos registados. Quadro 2-18 Valores máximos da distorção harmónica da tensão, registados nos pontos móveis, na Região Autónoma dos Açores, por nível de tensão, em 2007 Ordem da harmónica Ponto de Monitorização Valor Máximo (%) Nível de Referência (%) 3.ª PT Q. Ribeiras 4, ª PT Q. Ribeiras 5, ª PT M. Ponte 2,81 5 Fonte: EDA 116

131 CAVAS DE TENSÃO De seguida, apresentam-se as distribuições das cavas de tensão nos pontos de monitorização, registadas em 2007, em função da amplitude e da duração das mesmas, respectivamente para as subestações e para os PT monitorizados (pontos de monitorização permanente e pontos monitorizados com equipamentos móveis). A Figura 2-10 apresenta a distribuição das cavas de tensão registadas nas subestações monitorizadas. Figura 2-10 Cavas de tensão registadas nas subestações monitorizadas pela EDA, em N.º de cavas Duração (s) Amplitude (%Uc) Fonte: EDA Relativamente à Figura 2-10, conclui-se que, em termos de amplitude, 56% das cavas registadas nas subestações têm uma amplitude entre 10% e 20% da tensão de alimentação declarada. As cavas de tensão com amplitude superior a 30% da tensão declarada representam 29% das cavas registadas. Ao nível da duração, 94% das cavas registadas têm uma duração inferior a 1 segundo. Da figura destacam-se ainda as 10 cavas verificadas, com duração entre 0,1 segundos e 0,25 segundos, com amplitude entre 70% e 80%, que ocorreram maioritariamente na ilha Terceira (9), nos dois barramentos de 6,9 kv da Subestação Lajes e no barramento de 30 kv da Subestação de Milhafres (1). A Figura 2-11 apresenta a distribuição das cavas de tensão registadas nos PT monitorizados. 117

132 Figura 2-11 Cavas de tensão registadas nos PT monitorizados pela EDA em N.º de cavas Duração (s) Amplitude (%Uc) Fonte: EDA Em relação à Figura 2-11 conclui-se que, em termos de amplitude, 68% das cavas registadas nos PT têm uma amplitude entre 10% e 20% da tensão de alimentação nominal. As cavas de tensão superiores a 30% da tensão de alimentação nominal representam 16% das cavas registadas. Em termos de duração, de realçar que 29% das cavas de tensão registadas apresentaram duração superior a 1 segundo e 45% das cavas de tensão registadas apresentaram uma duração entre 0,01 e 0,25 segundos. Importa salientar o registo de 35 cavas em PT da ilha Terceira com durações entre 20 e 60 segundos. 2.3 QUALIDADE COMERCIAL A análise efectuada neste capítulo é em tudo semelhante à realizada para Portugal continental, tendo em consideração que na Região Autónoma dos Açores não existe separação entre o operador de rede de distribuição e o comercializador de último recurso, sendo estas duas funções desempenhadas pela EDA. Acresce que o regulamento aplicável, designado RQS Açores, é distinto do que vigora em Portugal continental. Para cada um dos assuntos tratados é indicado se ao mesmo está associado um indicador geral ou individual, e qual foi o desempenho alcançado pela empresa. 118

133 2.3.1 LIGAÇÃO À REDE A ligação à rede envolve a realização de orçamento (momento em que o distribuidor informa sobre o ponto de ligação e os encargos associados à ligação) e a construção dos elementos de ligação necessários. O RQS Açores estabelece dois indicadores gerais e respectivos padrões associadas às ligações às redes: Percentagem de orçamentos de ramais em baixa tensão elaborados no prazo máximo de 20 dias úteis padrão: 95%. Percentagem de ramais de baixa tensão executados no prazo máximo de 20 dias úteis padrão: 95%. Tal como em 2006, a EDA cumpre o padrão destes dois indicadores gerais, apresentando os seguintes valores em 2007: Percentagem de orçamentos de ramais em baixa tensão elaborados no prazo máximo de 20 dias úteis: 99,4%. Percentagem de ramais de baixa tensão executados no prazo máximo de 20 dias úteis: 98,6%. A EDA disponibiliza informação discriminada por ilha, podendo concluir-se que não se verificaram variações significativas sendo o padrão cumprido em todas as ilhas, excepto nas seguintes situações: Apresentação de orçamentos: na Ilha do Corvo o indicador apresenta um valor de 85,7%. De realçar que durante 2007 somente foram solicitados 7 orçamentos, tendo 1 sido entregue para além dos 20 dias úteis. Execução de ramais em BT: na Ilha de S. Jorge o indicador apresentou o valor de 94,3%. De realçar que para o cálculo dos indicadores não são consideradas as situações em que se verifica a inexistência de rede no local, obrigando a reforço ou expansão da rede, conforme determina o RQS Açores ACTIVAÇÃO DO FORNECIMENTO A activação do fornecimento (denominada, no RQS Açores, ligação à rede) de instalações de utilização alimentadas em baixa tensão decorre na sequência da celebração de contrato de fornecimento de energia eléctrica. A qualidade de serviço referente a esta actividade é avaliada, na RAA, através do seguinte indicador geral e respectivo padrão: 119

134 Percentagem de ligações à rede de instalações de baixa tensão, executadas no prazo máximo de dois dias úteis após a celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica padrão: 90%. Em 2007, tal como em 2006, a EDA cumpriu o padrão estabelecido tendo realizado activações. O valor anual de 2007 para este indicador foi de 98,4%. A figura seguinte apresenta os diversos valores para este indicador em cada ilha do arquipélago. A linha a vermelho assinala o padrão estabelecido no RQS Açores. Figura 2-12 Execução de ligações à rede em BT, até 2 dias úteis 100,0% 98,0% 97,9% 98,7% 98,5% 98,7% 97,2% 98,7% 96,7% 96,7% 100,0% 98,4% 96,0% 94,0% 92,0% 90,0% 88,0% Santa Maria São TerceiraGraciosa Miguel São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA ATENDIMENTO PRESENCIAL Este indicador geral é calculado para cada um dos 3 centros de atendimento com maior número de utentes, devendo ser assegurado um tempo de espera até 20 minutos em 90% dos atendimentos efectuados. Em 2007, a EDA, considerando para o cálculo a totalidade dos seus centros de atendimento nas nove ilhas do arquipélago, registou o cumprimento do padrão com um valor de 99,7%. O desempenho individual dos centros de atendimento foi bastante uniforme, tendo a maioria registado valores próximos de 100%. De referir que já em 2006, a EDA também cumpriu folgadamente este indicador. A EDA informou que criou a figura de gestor de clientes empresariais, tendo em vista um aconselhamento personalizado e assim reforçar a orientação da empresa para o cliente. 120

135 2.3.4 ATENDIMENTO TELEFÓNICO O atendimento telefónico é o canal pelo qual o distribuidor recebe maior número de contactos, sejam de âmbito comercial ou técnico. O RQS Açores estabelece um indicador geral e respectivo padrão para o atendimento telefónico, o qual preconiza que 80% das chamadas atendidas devem ter um tempo de espera inferior a 60 segundos. A EDA efectuou atendimentos, sendo que 96,1% tiveram um tempo de espera inferior a 60 segundos, pelo que foi cumprido claramente o padrão estabelecido, à semelhança do que sucedeu em PEDIDOS DE INFORMAÇÃO O RQS Açores especifica que a EDA deve responder aos pedidos de informação no prazo máximo de 15 dias úteis. O indicador geral e respectivo padrão são os seguintes: Percentagem de pedidos de informação, apresentados por escrito, respondidos até 15 dias úteis padrão: 90%. No ano de 2007, todos os pedidos de informação apresentados por escrito à EDA foram respondidos em menos de 15 dias úteis, cumprindo assim o padrão definido, tal como sucedeu em RECLAMAÇÕES Nos termos do RQS Açores, a empresa deverá garantir uma resposta aos seus clientes no prazo máximo de 15 dias úteis em 95% da totalidade das reclamações que lhe são apresentadas. Em 2007, a EDA registou 1099 reclamações tendo, para a totalidade das ilhas, registado o cumprimento do prazo de resposta em 99,2% das situações. Refira-se ainda que o prazo médio de resposta registado é de 2 dias. As reclamações relativas a facturação, cobrança, características da tensão e equipamentos de contagem são considerados indicadores individuais, tendo associado ao incumprimento do prazo de resposta (15 dias úteis) o pagamento de uma compensação. Considerando a totalidade das ilhas do arquipélago, a EDA recepcionou e respondeu, dentro do prazo de 15 dias úteis, a 6 reclamações de facturação, 49 reclamações de cobrança, 48 sobre características técnicas da tensão e 8 relativas a equipamento de contagem. Considerando o cumprimento do prazo de resposta, não houve lugar ao pagamento de qualquer compensação. 121

136 2.3.7 REPOSIÇÃO DE SERVIÇO De acordo com o RQS Açores, após uma interrupção acidental, 80% dos clientes devem ver o serviço de fornecimento reposto num prazo máximo de 4 horas, A EDA apresenta um valor de 99,0% para este indicador, cumprindo assim o padrão respectivo. Em todas as ilhas o valor do indicador é superior ao padrão, tendo o valor menos favorável ocorrido na Ilha de S. Jorge onde o indicador tomou o valor de 95,5%, em De referir que 2007 foi o primeiro ano em que a empresa calculou este indicador VISITA COMBINADA A marcação de visitas às instalações dos clientes deve ser efectuada, segundo o RQS Açores, por acordo entre a EDA e o cliente. Na marcação das visitas às instalações dos clientes deve ser fixado um intervalo de tempo, com a duração máxima de 3 horas, durante o qual deve ocorrer a visita. No caso do cliente não se encontrar nas suas instalações durante o período combinado, a EDA pode exigir-lhe o pagamento de uma quantia relativa à deslocação. Em 2007, a EDA não teve registo de visitas combinadas ocorridas fora dos intervalos de tempo combinados com os clientes AVARIAS NA ALIMENTAÇÃO INDIVIDUAL DOS CLIENTES De acordo com o RQS Açores, sempre que a EDA tenha conhecimento da ocorrência de avarias na alimentação individual de energia eléctrica dos clientes deve iniciar a sua reparação nos prazos máximos seguintes: 5 horas para clientes de baixa tensão nas zonas tipo C. 4 horas para os restantes clientes. Em 2007, a EDA registou 647 assistências técnicas a avarias comunicadas referentes a clientes BTN, 10 a clientes BTE e 7 a clientes MT, num total de 664. Destas, 61 foram realizadas fora dos prazos máximos definidos. A EDA informou que, em virtude do acompanhamento de alguns dos indicadores individuais se ter iniciado somente em 2007, não foi possível efectuar as compensações de todas as situações de incumprimento (61) no prazo estabelecido no RQS. No entanto, a EDA procedeu ao pagamento das respectivas compensações no início de

137 RESTABELECIMENTO DO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉCTRICA APÓS SUSPENSÃO DO SERVIÇO POR FACTO IMPUTÁVEL AO CLIENTE O RQS Açores define as mesmas condições e prazos para o restabelecimento do fornecimento após interrupção por facto imputável ao cliente que em Portugal Continental. Num total de restabelecimentos do fornecimento de energia eléctrica após suspensão por facto imputável ao cliente, a EDA registou apenas duas ocorrências de incumprimento deste indicador, uma na ilha do Pico e outra na ilha do Corvo. A figura seguinte ilustra a distribuição por ilhas do número de restabelecimentos efectuados. A EDA informou que, em virtude do acompanhamento de alguns dos indicadores individuais se ter iniciado somente em 2007, não foi possível efectuar as compensações de todas as situações de incumprimento (2) no prazo estabelecido no RQS. No entanto, a EDA procedeu ao pagamento das compensações devidas no início de Figura 2-13 Número de restabelecimentos do fornecimento por ilha, efectuadas após suspensão por facto imputável ao cliente S. Maria S. Miguel Terceira Graciosa S. Jorge Pico Faial Flores Corvo N.º de reposições efectuadas fora dos prazos N.º de reposições efectuadas dentro dos prazos LEITURA DOS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO Este indicador afere o número de leituras do equipamento de medição, pela empresa ou pelo cliente, em cada ano civil, estabelecendo a obrigatoriedade de se efectuar pelo menos 1 leitura em 98% dos clientes. Para o cálculo deste indicador só são considerados clientes em BT, com potência contratada até 41,4 kva. Em 2007 a EDA cumpriu o padrão, tendo registado o valor de 98%. 123

138 Considerando o desempenho da empresa por ilha, verifica-se que a ilha do Pico foi o local com menor número de leituras, tendo registado o valor de 95,2%. Sobre o cálculo deste indicador a EDA não apresentou informação numérica do número de leituras efectuadas CLIENTES COM NECESSIDADES ESPECIAIS No final de 2007, a EDA tinha registado 143 clientes com necessidades especiais, mais 4 do que em A maioria dos clientes com necessidades especiais são deficientes visuais (109), seguindo-se os deficientes motores (29), deficientes auditivos (3) e os clientes dependentes de equipamento médico eléctrico (2). A EDA refere no seu Relatório de Qualidade de Serviço que tem continuado os esforços para melhorar a qualidade oferecida a estes clientes, designadamente através de contactos com associações de deficientes e junto da Direcção Regional de Solidariedade e Segurança Social AVALIAÇÃO DA SATISFAÇÃO DOS CLIENTES A EDA realizou, em 2007, uma avaliação da satisfação dos clientes, tendo obtido resultados que demonstram uma melhoria relativamente a Para 92,5% dos inquiridos, os serviços prestados pela EDA são considerados como Bons ou Muito Bons. O atendimento comercial da EDA é considerado Bom, em todas as vertentes, por pelo menos 52% dos inquiridos CUMPRIMENTO DO REGULAMENTO DA QUALIDADE DE SERVIÇO O Quadro 2-19 apresenta o valor verificado pela EDA para cada um dos indicadores gerais estabelecidos no RQS, verificando-se o cumprimento de todos os padrões. 124

139 Quadro 2-19 Indicadores gerais de qualidade de serviço comercial da EDA Indicadores gerais Padrão (%) Valor 2007 (%) Cumprimento Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas em BT elaborados em 20 dias úteis Percentagem de ramais e chegadas em BT executados em 20 dias úteis Percentagem de ligações à rede de instalações em BT executados em 2 dias úteis, após a celebração do contrato de fornecimento Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 20 minutos nos centros de atendimento Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 60 segundos, no atendimento telefónico centralizado Percentagem de clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, na sequência de interrupções de fornecimento acidentais Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis Percentagem de pedidos de informação, apresentados por escrito, respondido até 15 dias úteis Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano civil 95 99,4 Sim 95 98,6 Sim 90 98,4 Sim 90 99,5 Sim 80 96,1 Sim 80 99,0 Sim 95 99,2 Sim Sim 98 98,0 Sim Fonte: EDA No que respeita aos indicadores individuais, há a assinalar incumprimentos nos indicadores relativos à reparação de avarias na alimentação individual dos clientes e ao restabelecimento do fornecimento após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente. 2.4 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO DA EDA Dando cumprimento ao estabelecido no RQS Açores, a EDA enviou à ERSE e divulgou na sua página da Internet 10, o respectivo Relatório da Qualidade de Serviço. O Quadro 2-20 permite avaliar o cumprimento do RQS Açores no que se refere ao conteúdo do relatório da qualidade de serviço do ano de

140 Quadro 2-20 Verificação do conteúdo do Relatório da Qualidade de Serviço da EDA, de 2007 Conteúdo do relatório da qualidade de serviço (artigo 39.º do RQS Açores) Valores dos indicadores gerais de qualidade de serviço. Número total de reclamações de clientes da RAA. Avaliação do cumprimento do disposto no RQS Açores Cumpre o estabelecido no RQS Açores. Cumpre o estabelecido no RQS Açores. Número e natureza das reclamações apresentadas por outras entidades da RAA ou por clientes não vinculados, descriminadas por entidade Não foi apresentada informação com a desagregação estabelecida no RQS. Refira-se que na RAA não existem clientes não vinculados. Número e montante total das compensações pagas aos clientes por incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço. Número de clientes com necessidades especiais registados e iniciativas realizadas para melhoria do seu relacionamento comercial. Metodologia e resultado dos inquéritos ou estudos de imagem destinados a avaliar o grau de satisfação dos seus clientes. Descrição das acções mais relevantes realizadas no ano anterior para a melhoria da qualidade de serviço. Caracterização quantitativa e qualitativa relativa a incidentes. Cumpre o estabelecido no RQS Açores. Cumpre o estabelecido no RQS Açores. Cumpre o estabelecido no RQS Açores. Qualidade comercial: Cumpre o estabelecido no RQS Açores. Qualidade técnica: apresenta um ponto intitulado Acções mais relevantes para a melhoria da qualidade de serviço do sistema eléctrico, no entanto a maioria das acções apresentadas são do âmbito do planeamento e desenvolvimento das redes para o futuro. Apresenta uma descrição dos incidentes classificados como c.f.f.m., mais relevantes. Para a ilha terceira apresenta uma breve descrição e impacto nos indicadores dos principais incidentes que contribuíram para o não cumprimento dos padrões de continuidade de serviço. Relato do progresso dos planos de melhoria em curso, incluindo as justificações para os eventuais desvios verificados. Não há qualquer referência a estes planos no respectivo Relatório da Qualidade de Serviço. O Relatório da qualidade de serviço da EDA identifica diversas acções, realizadas em 2007, para a melhoria da qualidade de serviço do sistema eléctrico da Região Autónoma dos Açores, designadamente, por via da melhoria dos indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço e resposta a problemas de qualidade da onda da tensão. As acções desenvolvidas, por ilha, foram as seguintes: Na ilha de Santa Maria, foi alterado o procedimento de deslastres por mínima frequência e respectivas sinalizações na central termoeléctrica do Aeroporto de modo a reduzir os tempos de indisponibilidades. 126

141 Na ilha de São Miguel, foi executada a ampliação do ramal MT, construção de PTD e remodelação da Rede BT na zona Veredas de Baixo, Fenais da Luz, para dar resposta às reclamações dos clientes relativamente aos valores das tensões. Na ilha Terceira, foram realizados reforços de redes em BT de modo a respeitar os valores da continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão previstos no RQS Açores. Na ilha do Pico, procedeu-se à alteração do procedimento de reposição de linhas após interrupção geral, que normalmente registava demoras excessivas, penalizando os indicadores de qualidade de serviço. Realização de reforços das redes em BT e dos PTD 12 e 47, de modo a respeitar os valores da continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão. Na ilha do Faial, alteração no procedimento de lavagem do turbocompressor da Central de Santa Bárbara, que originava, com frequência, disparos intempestivos e como consequência interrupções de fornecimento de energia eléctrica. Procedeu-se ao reforço das redes em BT da zona do Pasteleiro e remodelação do PTD 83 de modo a respeitar os valores de continuidade de serviço da continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão, previstos nos regulamentos. De referir que em 2007 entrou em exploração um novo software de registo de interrupções (SGI Software de Gestão de Indisponibilidades) que proporcionará o acompanhamento integral das redes exploradas pela EDA. Da análise do relatório de qualidade de serviço da EDA destaca-se positivamente a disponibilização, em anexo, de informação sobre os indicadores de continuidade de serviço, com discriminação, por ilha, por linha, por trimestre, por causa, por tipo de interrupção e por zona geográfica. No que se refere à qualidade de onda de tensão, nos anexos são apresentados os valores das características registados nas semanas correspondentes à mediana, ao pior resultado e ao melhor resultado obtido. 127

142

143 3 QUALIDADE DE SERVIÇO NA REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA Este capítulo apresenta a caracterização da qualidade de serviço nas redes de transporte e de distribuição (MT e BT) de energia eléctrica da Região Autónoma da Madeira, em 2007, com base na informação disponibilizada pelo respectivo operador e comercializador de último recurso, Empresa de Electricidade da Madeira, S.A. (EEM). A caracterização é efectuada quer na vertente técnica, quer na vertente comercial. Este ano, pela primeira vez, a EEM apresentou no seu Relatório da Qualidade de Serviço informação relativa à rede de transporte da ilha do Porto Santo, bem como à sua rede de Baixa Tensão, quer na ilha da Madeira, quer na ilha do Porto Santo. 3.1 CONTINUIDADE DE SERVIÇO Nos pontos seguintes analisa-se a informação disponibilizada pela EEM, relativamente aos indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço para 2007, para as redes de transporte e de distribuição das ilhas da Madeira e do Porto Santo. A informação é apresentada tendo em consideração as zonas geográficas 11 estabelecidas no RQS Madeira, bem como a contribuição das parcelas afectas aos sistemas de produção, de transporte e de distribuição. O Quadro 3-1 apresenta o número de instalações de clientes que estiveram ligados à rede durante o ano de 2007, por concelho, por zona de qualidade de serviço e por nível de tensão. 11 Na Região Autónoma da Madeira as zonas geográficas de qualidade de serviço têm a seguinte definição: Zona A: Localidades com importância administrativa específica e ou com alta densidade populacional. Zona B: Núcleos sede de concelhos e locais compreendidos entre as zonas A e C. Zona C: Os restantes locais. 129

144 Fonte: EEM Quadro 3-1 Zonas geográficas da Região Autónoma da Madeira Concelho Clientes BT Clientes MT Zona A Zona B Zona C Total BT Zona A Zona B Zona C Total MT Calheta Câmara de Lobos Funchal Machico Ponta do Sol Porto Moniz Porto Santo Ribeira Brava S. Vicente Santa Cruz Santana Total De acordo com o Quadro 3-1, o concelho do Funchal é o único com as três zonas de qualidade de serviço em MT e BT, sendo a zona A a mais expressiva, com cerca de 65% dos clientes do concelho. Os restantes concelhos, contemplam apenas as zonas de qualidade de serviço B e C. Nestes, a Zona B compreende os núcleos sede de concelho e zonas industriais ou comerciais mais relevantes, abrangendo uma percentagem de clientes entre 1 e 10% de cada concelho. Em termos globais, a distribuição do número de clientes MT na Região Autónoma da Madeira, pelas zonas A, B e C, é de, aproximadamente, 36%, 20% e 44%, respectivamente. A distribuição do número de clientes BT na Região Autónoma da Madeira, pelas zonas A, B e C, é de, aproximadamente, 28%, 17% e 55%, respectivamente CARACTERIZAÇÃO GERAL Os valores apresentados para os diversos indicadores gerais de continuidade de serviço consideram todas as interrupções longas (interrupções com duração superior a 3 minutos) ocorridas nas respectivas redes de transporte ou de distribuição, independentemente da sua causa. Para cada indicador, apresenta-se: Um gráfico com o valor total, que traduz a qualidade de serviço sentida nos pontos de entrega, sendo realçados os c.f.f.m. por não serem situações da responsabilidade do operador das redes. Os gráficos relativos à contribuição dos sistemas de produção, de transporte e de distribuição para a qualidade de serviço sentida nos pontos de entrega das redes de transporte e de distribuição, com evidência do contributo das interrupções previstas e das interrupções acidentais. 130

145 INDICADORES GERAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO DA REDE DE TRANSPORTE ILHA DA MADEIRA ENERGIA NÃO FORNECIDA ENF Na Figura 3-1 apresenta-se a evolução do indicador ENF na ilha da Madeira entre os anos de 2004 e de Figura 3-1 Evolução da ENF na rede de transporte da ilha da Madeira, entre 2004 e MWh RT c.f.f.m. Fonte: EEM A Figura 3-1 permite constatar que a ENF em 2007 representou 63,36 MWh, valor inferior ao verificado em 2006, 102,24 MWh, se considerarem as interrupções motivadas por c.f.f.m. ocorridas nesse ano. Não considerando estas interrupções, o valor de 2006, 38,48 MWh, representou 60% do registado em A Figura 3-2 apresenta, respectivamente, a ENF na rede de transporte da ilha da Madeira nos anos de 2005, 2006 e 2007, por interrupções previstas e acidentais e com origem na produção, na rede de transporte e na rede de distribuição. Nas interrupções acidentais surge realçada a contribuição das interrupções motivadas por c.f.f.m.. 131

146 Figura 3-2 ENF na rede de transporte da ilha da Madeira, por interrupções previstas e acidentais, entre os anos de 2005 e de 2007, com origem na produção e redes de transporte e distribuição Produção Rede de transporte Rede de distribuição MWh % 25% MWh % 35% MWh % 77% Previstas Acidentais c.f.f.m Previstas Acidentais c.f.f.m Previstas Acidentais c.f.f.m. Fonte: EEM A Figura 3-2 permite concluir que o aumento de ENF que ocorreu em 2007, face a 2006, excluindo c.f.f.m., se deveu a interrupções previstas e acidentais com origem no próprio sistema de transporte. Da análise da Figura 3-2 verifica-se ainda que: As interrupções com origem no sistema de produção representaram 7% do total de ENF em 2005 e pouco mais de 1% em 2006 e em As interrupções acidentais representaram 39% da ENF com origem no sistema de produção, em As interrupções com origem no sistema de transporte representaram 91% do total de ENF em 2005, 92% em 2006 e 96% em As interrupções acidentais representaram 62% da ENF com origem no sistema de transporte em 2005, 88% em 2006 e 60% em As interrupções com origem no sistema de distribuição representaram 3% do total de ENF em 2005, 6% em 2006 e 2% em As interrupções acidentais representaram 43% da ENF com origem no sistema de distribuição em 2005, 84% em 2006 e 100% em TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE TIE Na Figura 3-3 apresenta-se a evolução do TIE na ilha da Madeira entre os anos de 2004 e de

147 Figura 3-3 Evolução do TIE na rede de transporte da ilha da Madeira, entre os anos de 2004 e minutos RT c.f.f.m. Fonte: EEM Constata-se que em 2007 o valor do TIE representou 37,7 minutos, valor inferior ao do ano anterior, se forem contabilizadas as interrupções motivadas por c.f.f.m.. O ano de 2004 apresenta o menor valor de TIE do intervalo em análise, 15,87 minutos. A Figura 3-4 apresenta, respectivamente, o TIE na rede de transporte da ilha da Madeira nos anos de 2005, 2006 e 2007, por interrupções previstas e acidentais e com origem na produção, na rede de transporte e na rede de distribuição. Nas interrupções acidentais surge realçada a contribuição das interrupções motivadas por c.f.f.m.. Figura 3-4 TIE na rede de transporte da ilha da Madeira, por interrupções previstas e acidentais, entre os anos de 2005 e de 2007, com origem na produção e redes de transporte e distribuição Produção Rede de transporte Rede de distribuição minutos % 25% minutos % 36% minutos % 77% Previstas Acidentais Previstas Acidentais c.f.f.m. Previstas Acidentais c.f.f.m. Fonte: EEM Da análise da Figura 3-4 verifica-se que: 133

148 As interrupções com origem no sistema de produção representaram 7% do total de TIE em 2005, cerca de 1% em 2006 e 1,5% em As interrupções acidentais representaram 39% do TIE com origem no sistema de produção em As interrupções com origem no sistema de transporte representaram 91% do total de TIE em 2005, 92% em 2006 e 96% em As interrupções acidentais representaram 62% do TIE com origem no sistema de transporte em 2005, 88% em 2006 e 60% em Verifica-se uma diminuição importante do valor do TIE resultante de interrupções com origem na rede de distribuição. Em 2006 o seu valor foi de 3,9 minutos, enquanto que em 2007 foi de 0,9 minutos. As interrupções com origem no sistema de distribuição representaram 3% do total de TIE em 2005, 6% em 2006 e 2% em As interrupções acidentais representaram 43% do TIE com origem no sistema de distribuição em 2005, 84% em 2006 e 100% em FREQUÊNCIA MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA SAIFI Na Figura 3-5 apresenta-se a evolução do indicador SAIFI na ilha da Madeira entre os anos de 2004 e de Figura 3-5 Evolução do SAIFI na rede de transporte da ilha da Madeira, entre 2004 e interrupções/pde RT c.f.f.m. Fonte: EEM Em 2007, o valor do SAIFI foi de 3,15 interrupções/pde, representando 64% do valor ocorrido em A Figura 3-6 apresenta, respectivamente, o SAIFI na rede de transporte da ilha da Madeira nos anos de 2005, 2006 e 2007, por interrupções previstas e acidentais e com origem na produção, na rede de transporte e na rede de distribuição. Nas interrupções acidentais surge realçada a contribuição das interrupções motivadas por c.f.f.m.. 134

149 Figura 3-6 SAIFI na rede de transporte da ilha da Madeira, por interrupções previstas e acidentais, entre os anos de 2005 e de 2007, com origem na produção e redes de transporte e distribuição Produção Rede de transporte Rede de distribuição 0,15 5 0,6 interrupções/pde 0,10 0,05 43% 0% interrupções/pde % 37% interrupções/pde 0,4 0,2 59% 28% 0, , Previstas Acidentais Previstas Acidentais c.f.f.m. Previstas Acidentais c.f.f.m. Fonte: EEM Da análise da Figura 3-6 verifica-se que : Em 2007, o valor do SAIFI resultante de interrupções com origem no sistema de produção foi o mesmo que em 2006, 0,08 interrupções/pde. As interrupções com origem no sistema de produção representaram cerca de 4% do total de SAIFI em 2005, 2% em 2006 e 2,5% em As interrupções acidentais representaram 50% do SAIFI com origem no sistema de produção em As interrupções com origem no sistema de transporte representaram 88% do total de SAIFI em 2005, 87% em 2006 e 85% em As interrupções acidentais representaram 66% do SAIFI com origem no sistema de transporte em 2005, 87% em 2006 e 81% em Verifica-se uma diminuição do valor do SAIFI resultante de interrupções com origem na rede de distribuição, face ao ano anterior. Em 2006 o seu valor foi de cerca de 0,54 interrupções/pde, enquanto em 2007 foi de 0,39 interrupções/pde. As interrupções com origem no sistema de distribuição representaram cerca de 9% do total de SAIFI em 2005, 11% em 2006 e 12% em As interrupções acidentais representaram 65% do SAIFI com origem no sistema de distribuição em 2005, 65% em 2006 e 85% em DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA SAIDI Na Figura 3-7 apresenta-se a evolução do indicador SAIDI na ilha da Madeira entre os anos de 2004 e de

150 Figura 3-7 Evolução do SAIDI na rede de transporte da ilha da Madeira, entre 2004 e minutos/pde RT c.f.f.m. Fonte: EEM Em 2007, o valor do SAIDI foi de 120,4 minutos/pde, representando 58% do valor do ano anterior. Note-se que, de 2006 para 2007, o SAIFI e o SAIDI diminuíram, o que significa que se registaram menos interrupções e de menor duração. No entanto, os valores de TIEPI e de ENF aumentaram, o que significa que as interrupções que se registaram afectaram pontos de entrega com consumos elevados. A Figura 3-8 apresenta, respectivamente, o SAIDI na rede de transporte da ilha da Madeira nos anos de 2005, 2006 e 2007, por interrupções previstas e acidentais e com origem na produção, na rede de transporte e na rede de distribuição. Nas interrupções acidentais surge realçada a contribuição das interrupções motivadas por c.f.f.m.. Figura 3-8 SAIDI na rede de transporte da ilha da Madeira, por interrupções previstas e acidentais, entre os anos de 2005 e de 2007, com origem na produção e redes de transporte e distribuição Produção Rede de transporte Rede de distribuição minutos/pde % 65% minutos/pde % 34% minutos/pde % 74% Previstas Acidentais Previstas Acidentais c.f.f.m. Previstas Acidentais c.f.f.m. Fonte: EEM Da análise da Figura 3-8 verifica-se que: 136

151 As interrupções com origem no sistema de produção representaram cerca de 2% do total de SAIDI em 2005, 1% em 2006 e 0,3% em As interrupções acidentais representaram 32% do SAIDI com origem no sistema de distribuição em As interrupções com origem na rede de transporte contribuíram para um valor de SAIDI de cerca de 109 minutos/pde, valor inferior ao ocorrido no ano de 2006, 166 minutos/pde. As interrupções com origem no sistema de transporte representaram 89% do total de SAIDI em 2005, 80% em 2006 e 91% em As interrupções acidentais representaram 57% do SAIDI com origem no sistema de distribuição em 2005, 75% em 2006 e 74% em Verifica-se uma diminuição importante do valor do SAIDI resultante de interrupções com origem na rede de distribuição. Em 2006 o seu valor foi de 41,4 minutos/pde, enquanto em 2007 foi de 10,8 minutos. As interrupções com origem no sistema de distribuição representaram cerca de 10% do total de SAIDI em 2005, 20% em 2006 e 9% em As interrupções acidentais representaram 32% do SAIDI com origem no sistema de distribuição em 2005, 70% em 2006 e 64% em TEMPO MÉDIO DE REPOSIÇÃO DE SERVIÇO DO SISTEMA SARI Na Figura 3-9 apresenta-se a evolução do indicador SARI na ilha da Madeira entre os anos de 2004 e de Figura 3-9 Evolução do SARI na rede de transporte da ilha da Madeira, entre 2004 e minutos/interrupção Fonte: EEM Em 2007, o valor do SARI foi de 38,2 minutos/interrupção, enquanto em 2006 havia sido de 42,6 minutos/interrupção. 137

152 ILHA DO PORTO SANTO Este ano a EEM disponibilizou informação relativa aos indicadores gerais da rede de transporte da ilha do Porto Santo. Por ser o primeiro ano em que o faz, o que retira possibilidade de análise inter-anual, essa informação é apresentada na secção seguinte, na qual se resumem os indicadores gerais da rede de transporte, para ambas as ilhas e para a Região Autónoma da Madeira. RESUMO DOS INDICADORES GERAIS POR ILHA E PARA A REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA O Quadro 3-2 apresenta os indicadores gerais da rede de transporte, para cada ilha e para a Região Autónoma da Madeira, sendo o ano de 2007, como já foi referido, o primeiro em que se apresentam indicadores para o sistema de transporte da ilha do Porto Santo e para a Região Autónoma da Madeira no seu conjunto. Quadro 3-2 Indicadores gerais por ilha e para a Região Autónoma da Madeira Madeira Porto Santo Região Indicador Acidentais Previstas Produção Transporte Distribuição Produção Transporte Distribuição Total ENF (MWh) 0,98 36,72 1,49 0,00 24,17 0,00 63,36 TIE (min) 0,58 21,86 0,89 0,00 14,38 0,00 37,71 SAIFI (interrupções) 0,08 2,19 0,33 0,00 0,50 0,06 3,16 SAIDI (min) 0,40 81,06 6,94 0,00 28,10 3,90 120,40 SARI (min/interrupção) 5,25 36,97 21,24 0,00 56,19 67,67 38,18 ENF (MWh) 2,14 0,47 1,50 0,00 0,22 0,28 4,61 TIE (min) 30,99 6,76 21,63 0,00 3,21 4,01 66,60 SAIFI (interrupções) 3,00 0,25 1,00 0,00 0,50 1,00 5,75 SAIDI (min) 47,00 5,00 20,00 0,00 7,25 5,50 84,75 SARI (min/interrupção) 15,67 20,00 20,00 0,00 14,50 5,50 14,74 ENF (MWh) 3,12 37,19 2,98 0,00 24,39 0,28 67,96 TIE (min) 1,79 21,26 1,71 0,00 13,94 0,16 38,86 SAIFI (interrupções) 0,29 2,05 0,39 0,00 0,50 0,13 3,36 SAIDI (min) 3,73 75,63 9,71 0,00 26,61 4,02 119,70 SARI (min/interrupção) 13,06 36,83 24,73 0,00 53,21 32,14 35,65 Fonte: EEM Da análise do Quadro 3-2 destaca-se: A grande influência das interrupções acidentais nos indicadores gerais da ilha do Porto Santo. O peso representado na ilha do Porto Santo pelas interrupções previstas e acidentais com origem na distribuição, quando em comparação com a ilha da Madeira. A importância da rede de distribuição e do sistema de produção no valor dos indicadores da rede de transporte, na ilha do Porto Santo. A não ocorrência de interrupções previstas com origem no sistema de produção, em toda a Região Autónoma da Madeira. 138

153 ANÁLISE CONJUNTA DOS INDICADORES GERAIS A Figura 3-10 e a Figura 3-11 apresentam os valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço, no período compreendido entre 2004 e 2007, com e sem interrupções motivadas por c.f.f.m., respectivamente. Os valores apresentados encontram-se normalizados em relação aos registados em Deste modo, o ano de 2007 é representado por um pentágono cuja distância de cada um dos vértices ao centro é a unidade. Para os restantes anos, a distância dos vértices ao centro corresponde ao factor de grandeza do indicador em causa relativamente ao valor registado em Figura 3-10 Indicadores gerais de continuidade de serviço da rede de transporte da ilha da Madeira, em função dos valores de 2007, contabilizando c.f.f.m. ENF 2 1 SARI TIE 0 SAIFI SAIDI Fonte: EEM Da análise da Figura 3-10, verifica-se que em 2007 a qualidade de serviço da rede de transporte avaliada com base nos indicadores apresentados, melhorou significativamente face a 2006, em todos os indicadores. Dos anos em análise, o ano de 2004 é o que apresenta melhor desempenho, com excepção dos indicadores SAIDI e SARI, que registam os menores valores dos anos em análise em

154 Figura 3-11 Indicadores gerais de continuidade de serviço da rede de transporte da ilha da Madeira, em função dos valores de 2007, não contabilizando c.f.f.m. ENF 2,0 1,5 1,0 SARI 0,5 TIE 0,0 SAIFI SAIDI Fonte: EEM A Figura 3-11 permite constatar que, não considerando as interrupções motivadas por c.f.f.m., avaliando-se desta forma a qualidade de serviço prestada pelo operador da rede de transporte, no ano de 2007 verificou-se uma melhoria da qualidade de serviço em relação a três indicadores, SAIFI, SAIDI e SARI e um pior desempenho em relação aos restantes, ENF e TIE face a Os anos de 2004 e de 2006 apresentam os melhores valores dos indicadores associados à ENF (ENF e TIE) INDICADORES GERAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO MT ENERGIA NÃO DISTRIBUÍDA END Previamente à apresentação e análise dos valores de END é de referir que, em 2007, a END passou a ser calculada nos termos das normas complementares publicadas no Jornal Oficial, de 14 de Julho, pela Portaria Regional 82/2006. Por este motivo, os valores de 2007 de END e de TIEPI são apresentados numa cor diferente dos restantes anos apresentados. A Figura 3-12 e a Figura 3-13 apresentam a evolução da END entre os anos de 2005 e de 2007 nas ilhas da Madeira e do Porto Santo, respectivamente. 140

155 Figura 3-12 Evolução da END na ilha da Madeira, entre os anos de 2005 e de MWh Previstas Acidentais Fonte: EEM O valor da END, considerando apenas as interrupções superiores a 3 minutos, na ilha da Madeira no ano de 2007, foi de 187,1 MWh, dos quais 68,4 MWh se deveram a interrupções previstas e 118,7 MWh a interrupções acidentais. De 2006 para 2007 verifica-se uma diminuição do valor da END em cerca de 104 MWh. Figura 3-13 Evolução da END na ilha do Porto Santo, entre os anos de 2005 e de MWh Previstas Acidentais Fonte: EEM 141

156 O valor da END na ilha do Porto Santo no ano de 2007, foi de 8,3 MWh, dos quais 2,7 MWh se deveram a interrupções previstas e 5,6 MWh a interrupções acidentais. De 2006 para 2007 verifica-se uma diminuição do valor da END em cerca de 2 MWh. A Figura 3-14 apresenta o valor da END na rede de MT, por zona de qualidade de serviço, considerando as interrupções previstas e acidentais com origem na produção, no transporte e na distribuição. Refira-se que a ilha do Porto Santo não apresenta Zona A de qualidade de serviço. Figura 3-14 END na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, transporte e distribuição, em MWh A B C B C A B C Madeira Porto Santo Região Acidentais Distribuição 7,97 3,58 49,50 1,55 1,42 8,17 5,97 52,85 Previstas Distribuição 0,43 4,52 39,54 0,79 1,64 0,57 6,2 43,77 Acidentais Transporte 4,33 12,53 35,62 0,22 0,24 4,29 12,57 35,47 Previstas Transporte 0,00 3,68 20,18 0,16 0,06 0 3,93 20,37 Acidentais Produção 1,18 1,22 2,77 1,64 0,54 1,20 3,46 3,65 Previstas Produção 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Fonte: EEM No caso da ilha da Madeira verifica-se um peso muito importante associado às interrupções acidentais com origem no transporte e na distribuição, em particular para a Zonas C de qualidade de serviço. No que respeita à ilha do Porto Santo, o indicador END é muito condicionado pelas interrupções acidentais com origem na distribuição e na produção. 142

157 TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE DA POTÊNCIA INSTALADA TIEPI A Figura 3-15 e a Figura 3-16 apresentam a evolução do TIEPI entre os anos de 2005 e de 2007 nas ilhas da Madeira e do Porto Santo, respectivamente. Figura 3-15 Evolução do TIEPI na ilha da Madeira, entre os anos de 2005 e de minutos Previstas Acidentais Fonte: EEM O valor do TIEPI, considerando apenas as interrupções superiores a 3 minutos, na ilha da Madeira no ano de 2007, foi de 112,3 minutos, dos quais 43,3 minutos se deveram a interrupções previstas e 69,0 minutos a interrupções acidentais. De 2006 para 2007, verifica-se uma diminuição do valor do TIEPI em cerca de 61 minutos. Figura 3-16 Evolução do TIEPI na ilha do Porto Santo, entre os anos de 2005 e de minutos Previstas Acidentais Fonte: EEM 143

158 O valor do TIEPI na ilha do Porto Santo no ano de 2007, foi de 118,4 minutos, dos quais 38,4 minutos se deveram a interrupções previstas e 80,0 minutos a interrupções acidentais. De 2006 para 2007, verifica-se uma diminuição do valor do TIEPI em cerca de 36,5 minutos. A Figura 3-17 apresenta o valor do TIEPI na rede de MT, por zona de qualidade de serviço, considerando as interrupções previstas e acidentais com origem na produção, no transporte e na distribuição. Figura 3-17 TIEPI na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em minutos A B C B C A B C Madeira Porto Santo Região Acidentais Distribuição 5,02 2,24 27,69 22,29 19,05 4,78 3,19 27,24 Previstas Distribuição 0,28 2,96 21,35 11,68 23,68 0,27 3,38 21,44 Acidentais Transporte 3,15 7,65 20,62 2,69 2,95 2,99 7,4 19,75 Previstas Transporte 0,00 3,18 15,51 2,29 0,81 0 3,13 14,79 Acidentais Produção 0,59 0,63 1,41 25,13 7,85 0,56 1,82 1,72 Previstas Produção 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Fonte: EEM No caso da ilha da Madeira verifica-se um peso muito importante associado às interrupções acidentais com origem no transporte e na distribuição, em particular para a Zona C de qualidade de serviço. No que respeita à ilha do Porto Santo, o indicador END é muito condicionado pelas interrupções acidentais com origem na distribuição e na produção. 144

159 FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES DO SISTEMA EM MT SAIFI MT A Figura 3-18 e a Figura 3-19 apresentam a evolução do SAIFI MT entre os anos de 2005 e 2007 nas ilhas da Madeira e do Porto Santo, respectivamente. Figura 3-18 Evolução do SAIFI MT na ilha da Madeira, entre os anos de 2005 e de interrupções/pde Previstas Acidentais Fonte: EEM O valor do SAIFI MT, considerando apenas as interrupções superiores a 3 minutos, na ilha da Madeira, no ano de 2007, foi de 4,2 interrupções/pde, 0,7 interrupções/pde devidas a interrupções previstas e 3,5 interrupções/pde devidas a interrupções acidentais. Figura 3-19 Evolução do SAIFI MT na ilha do Porto Santo, entre os anos de 2005 e de interrupções/pde Previstas Acidentais Fonte: EEM O valor do SAIFI MT, considerando apenas as interrupções superiores a 3 minutos, na ilha do Porto Santo no ano de 2007, foi de 5,4 interrupções/pde, 1,1 interrupções/pde devidas a interrupções previstas e 4,3 interrupções/pde devidas a interrupções acidentais. 145

160 A Figura 3-20 apresenta o valor do SAIFI na rede de MT, por zona de qualidade de serviço, considerando as interrupções previstas e acidentais com origem na produção, no transporte e na distribuição. Figura 3-20 SAIFI MT na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em interrupções/pde A B C B C A B C Madeira Porto Santo Região Acidentais Distribuição 0,10 0,06 0,80 0,97 1 0,1 0,11 0,81 Previstas Distribuição 0,00 0,04 0,36 0,37 0,48 0 0,06 0,37 Acidentais Transporte 0,08 0,31 1,76 0,1 0,14 0,08 0,3 1,67 Previstas Transporte 0,00 0,02 0,24 0,09 0,12 0 0,03 0,24 Acidentais Produção 0,07 0,09 0,28 1,37 0,74 0,07 0,15 0,30 Previstas Produção 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Fonte: EEM No caso da ilha da Madeira verifica-se um peso muito importante associado às interrupções acidentais com origem no transporte, em particular para a Zona C de qualidade de serviço. No que respeita à ilha do Porto Santo, o indicador SAIFI MT é muito condicionado pelas interrupções acidentais com origem no transporte e na distribuição. DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA SAIDI MT A Figura 3-21 e a Figura 3-22 apresentam a evolução do SAIDI MT entre os anos de 2005 e de 2007 nas ilhas da Madeira e do Porto Santo, respectivamente. 146

161 Figura 3-21 Evolução do SAIDI MT na ilha da Madeira, entre os anos de 2005 e de minutos Previstas Acidentais Fonte: EEM O valor do SAIDI MT, considerando apenas as interrupções superiores a 3 minutos, na ilha da Madeira, no ano de 2007, foi de 150 minutos, sendo 58,5 minutos devidos a interrupções previstas e 91,5 minutos devidas a interrupções acidentais. Figura 3-22 Evolução do SAIDI MT na ilha do Porto Santo, entre os anos de 2005 e de minutos Previstas Acidentais Fonte: EEM O valor do SAIDI MT, considerando apenas as interrupções superiores a 3 minutos, na ilha do Porto Santo no ano de 2007, foi de 122,8 minutos, sendo 43,5 minutos devidos a interrupções previstas e 79,3 minutos devidas a interrupções acidentais. A Figura 3-23 apresenta o valor do SAIDI na rede de MT, por zona de qualidade de serviço, considerando as interrupções previstas e acidentais com origem na produção, no transporte e na distribuição. 147

162 Figura 3-23 SAIDI MT na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em minutos A B C B C A B C Madeira Porto Santo Região Acidentais Distribuição 3,73 1,92 42,87 21,31 9,93 3,53 2,94 41,81 Previstas Distribuição 0,18 2,72 33,47 23,42 31,89 0,17 3,11 33,38 Acidentais Transporte 1,87 6,39 31,98 2,09 2,79 1,77 6,16 30,41 Previstas Transporte 0,00 2,71 19,46 0,93 0,78 0 2,62 18,46 Acidentais Produção 0,37 0,56 1,76 20,40 9,31 0,35 1,62 2,16 Previstas Produção 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Fonte: EEM No caso da ilha da Madeira verifica-se um peso muito importante associado às interrupções acidentais com origem no transporte e na distribuição, em particular para a Zona C de qualidade de serviço. No que respeita à ilha do Porto Santo, o indicador SAIDI MT é muito condicionado pelas interrupções com origem na distribuição INDICADORES GERAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO BT FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES DO SISTEMA EM BT SAIFI BT A Figura 3-24 apresenta o valor do SAIFI na rede de BT, por zona de qualidade de serviço, considerando as interrupções previstas e acidentais com origem na produção, no transporte e na distribuição. 148

163 Figura 3-24 SAIFI BT na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em interrupções/cliente A B C B C A B C Madeira Porto Santo Região Acidentais Distribuição 0,35 0,46 1,12 0,1 0,27 0,35 0,59 1,14 Previstas Distribuição 0,01 0,23 0,54 0,97 1,33 0,01 0,31 0,56 Acidentais Transporte 0,28 1,26 2,26 0,1 0,31 0,28 1,12 2,21 Previstas Transporte 0,00 0,16 0,37 0,97 1,33 0 0,15 0,37 Acidentais Produção 0,29 0,36 0,32 0,55 0,78 0,29 0,39 0,33 Previstas Produção 0,02 0,17 0,21 0,00 0,00 0,02 0,15 0,21 Fonte: EEM No caso da ilha da Madeira verifica-se um peso muito importante associado às interrupções acidentais com origem no transporte, em particular para as zonas B e C de qualidade de serviço. No que respeita à ilha do Porto Santo, o indicador SAIFI BT é muito condicionado pelas interrupções previstas com origem no transporte e na distribuição. DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA SAIDI BT A Figura 3-25 apresenta o valor do SAIDI na rede de BT, por zona de qualidade de serviço, considerando as interrupções previstas e acidentais com origem na produção, no transporte e na distribuição. 149

164 Figura 3-25 SAIDI BT na Região Autónoma da Madeira, por zona de qualidade de serviço e considerando interrupções longas, previstas e acidentais, com origem na produção, no transporte e na distribuição, em ,5 3,0 2,5 2,0 h/cliente 1,5 1,0 0,5 0,0 A B C B C A B C Madeira Porto Santo Região Acidentais Distribuição 0,22 0,24 0,74 0,01 0,03 0,22 0,29 0,74 Previstas Distribuição 0,02 0,31 0,87 0,6 1,5 0,02 0,34 0,89 Acidentais Transporte 0,10 0,42 0,66 0,03 0,1 0,1 0,38 0,64 Previstas Transporte 0,00 0,31 0,56 0,6 1,5 0 0,27 0,55 Acidentais Produção 0,03 0,04 0,04 0,09 0,14 0,03 0,05 0,04 Previstas Produção 0,00 0,03 0,02 0,00 0,00 0,00 0,02 0,02 Fonte: EEM No caso da ilha da Madeira verifica-se um peso muito importante associado às interrupções com origem no transporte e na distribuição. No que respeita à ilha do Porto Santo, o indicador SAIDI BT é muito condicionado pelas interrupções previstas com origem no transporte e na distribuição CUMPRIMENTO DOS NÍVEIS MÍNIMOS DE QUALIDADE O Quadro 3-3 apresenta a comparação dos indicadores gerais das redes de distribuição das ilhas da Madeira, do Porto Santo e da Região Autónoma da Madeira com os respectivos padrões em MT e em BT, definidos por zona de qualidade de serviço. 150

165 Quadro 3-3 Padrões e indicadores gerais para as redes de distribuição em MT e BT da Região Autónoma da Madeira, em 2007 Zona A Zona B Zona C Fonte: EEM MT BT TIEPI (h) SAIFI (interrupções/pde) SAIDI (h/pde) SAIFI (interrupções/cliente) SAIDI (h/cliente) Padrão Região 2,00 3,00 3,00 3,00 4,00 Indicador Região 0,12 0,13 0,08 0,46 0,27 Padrão Ilha 3,00 4,00 3,00 4,00 6,00 Indicador Madeira 0,12 0,14 0,08 0,46 0,27 Indicador Porto Santo Padrão Região 4,00 6,00 5,00 6,00 8,00 Indicador Região 0,16 0,38 0,14 1,58 0,64 Padrão Ilha 6,00 7,00 6,00 7,00 10,00 Indicador Madeira 0,15 0,35 0,13 1,58 0,64 Indicador Porto Santo 0,38 0,99 0,35 1,56 0,65 Padrão Região 12,00 9,00 12,00 9,00 14,00 Indicador Região 0,73 2,39 1,13 3,20 1,30 Padrão Ilha 18,00 10,00 18,00 10,00 22,00 Indicador Madeira 0,75 2,46 1,17 3,22 1,31 Indicador Porto Santo 0,35 1,10 0,41 2,22 0,85 Por inspecção do Quadro 3-3, verifica-se que, em todas as zonas, para ambas as ilhas e para a Região enquanto conjunto, os valores dos indicadores são bastante inferiores aos dos padrões estabelecidos no RQS Madeira, quer em MT, quer em BT, não existindo incumprimentos a registar CARACTERIZAÇÃO DOS PONTOS DE ENTREGA NA REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA REDE DE TRANSPORTE A Figura 3-26 e a Figura 3-27 apresentam, respectivamente, o registo relativo aos padrões individuais Número de interrupções e Duração total das interrupções para os 56 pontos de entrega da Região Autónoma da Madeira. A informação é apresentada tendo em conta o tipo de interrupção, acidental ou prevista, a respectiva origem, produção, transporte e distribuição e respeita a todas as interrupções com duração superior a 3 minutos, incluindo as abrangidas pelo n.º 1 do artigo 13.º do RQS Madeira. 151

166 Figura 3-26 Número de interrupções por PdE, para a rede de transporte da RAM, em N.º interrupções/pde Acidentais Produção Acidentais Transporte Acidentais Distribuição Previstas Produção Previstas Transporte Previstas Distribuição Valor Padrão Fonte: EEM Não contabilizando as interrupções abrangidas pelo n.º 1 do artigo 13.º do RQS Madeira, e segundo o relatório da qualidade de serviço do ano de 2007 apresentado pela EEM, e no que respeita ao cumprimento do padrão individual Número de interrupções, verificou-se que 5 dos 56 pontos de entrega registaram um número de interrupções superior ao padrão (6 interrupções por ano), com valores compreendidos entre 7 e 16 interrupções, sendo o valor máximo registado no PdE Ribeira da Janela Seixal. Segundo a EEM, as interrupções verificadas no PdE que alimenta o troço Ribeira da Janela Seixal, a 30 kv, no ano de 2007, 16 no total, tiveram como origem a falha de material/equipamento (7), trabalhos inadiáveis (7), causas atmosféricas (1) e causas desconhecidas (1). No ano de 2006, para o mesmo PdE, registaram-se 9 interrupções com a duração total de 1,9 horas. Trata-se de um elevado número de interrupções a que, segundo o operador, não é alheio o facto de se tratar de um troço misto transporte/distribuição, numa zona fortemente exposta à acção das intempéries e à corrosão por salinidade, face à sua localização relativamente ao mar e aos ventos predominantes da zona. A EEM, consciente da fraca qualidade de serviço desta zona da rede, vem realizando investimentos com vista à separação das redes de transporte e de distribuição a partir do 2.º semestre de 2008, facto que, espera, melhorará os indicadores de qualidade de serviço. 152

167 Figura 3-27 Duração total de interrupções, para a rede de transporte da RAM, em Horas Acidentais Produção Acidentais Transporte Acidentais Distribuição Previstas Produção Previstas Transporte Previstas Distribuição Valor Padrão Fonte: EEM No que respeita ao cumprimento do padrão individual Duração total das interrupções, e não contabilizando as interrupções abrangidas pelo n.º 1 do artigo 13.º do RQS Madeira, verificou-se que 8 dos 56 pontos de entrega registaram uma duração total das interrupções superior ao padrão (2 horas por ano), com valores compreendidos entre 2 e 13 horas, sendo o valor máximo registado no PdE Ribeira da Janela Seixal REDES DE DISTRIBUIÇÃO EM MT E BT O RQS Madeira estabelece os padrões individuais de continuidade de serviço para as redes de distribuição em MT e BT, que se apresentam no Quadro 3-4. Quadro 3-4 Padrões individuais de continuidade de serviço para as redes de distribuição em MT e BT, da Região Autónoma da Madeira Indicador Zona Padrão MT Padrão BT A 9 13 Número de interrupções por ano B C A 4 6 Duração total das interrupções (horas/ano) B 9 11 C Segundo o relatório da qualidade de serviço do ano de 2007 apresentado pela EEM, e no que respeita ao cumprimento dos padrões individuais de continuidade de serviço para as redes de distribuição, verificou-se o seguinte: 153

168 Em MT, verificou-se que o indicador Duração das interrupções excedeu o valor padrão em 16 PdE na Zona C da ilha da Madeira, dos 942 PdE que compõem esta zona de qualidade de serviço. Destes 16 PdE, 3 corresponderam a clientes MT e os restantes 13 a postos de transformação de serviço público (não dando lugar, por isso, ao pagamento de compensações). Em BT, verificou-se que o indicador Duração das interrupções excedeu o valor padrão em 3 PdE na Zona A da ilha da Madeira, dos PdE que compõem esta zona de qualidade de serviço PAGAMENTO DE COMPENSAÇÕES Com base na informação divulgada no relatório da qualidade de serviço da EEM, de 2007, apresenta-se no Quadro 3-5 o número e o montante das compensações resultantes de incumprimentos dos padrões individuais de continuidade de serviço verificados em 2007, a serem pagos em Quadro 3-5 Compensações por incumprimento dos padrões individuais de continuidade de serviço Indicador Número de interrupções por ano Duração total das interrupções (horas/ano) Nível de tensão Número de incumprimentos Valor das compensações ( ) Valor para o fundo de investimentos ( ) MT BT Total MT 3 386,56 - BT 3 17,31 - Total 6 403,87 - Fonte: EEM Assim, verificaram-se incumprimentos apenas ao nível do indicador Duração total das interrupções, que afectaram 3 clientes MT (da Zona C) e 3 clientes BT (da Zona A), traduzindo-se num montante total de compensações de 403,87 euros INCIDENTES NAS REDES COM MAIOR IMPACTO NA QUALIDADE DE SERVIÇO Apresentam-se os incidentes mais significativos com origem nas redes de transporte e distribuição nas ilhas da Madeira e do Porto Santo, seleccionados pelo critério de maior valor de END INCIDENTE DE 24 DE NOVEMBRO DE 2007 NA ILHA DA MADEIRA Interrupção da linha de 60 kv entre as subestações Palheiro Ferreiro e Machico, afectando os grupos geradores da Central Térmica do Caniçal e as subestações Caniçal, Machico, Santo da Serra, Lombo do Faial, Santana e Aeroporto. O valor da END foi de 8,03 MWh, correspondendo a um TIEPI de 154

169 3,8 minutos. Este incidente teve como origem a rede de transporte, não tendo sido possível apurar a causa que despoletou o problema, sendo classificado como motivado por causas desconhecidas INCIDENTE DE 31 DE JULHO DE 2007 NA ILHA DA MADEIRA Interrupção da linha de 30 kv n.º 2 entre a Subestação do Cabo Girão e a Central da Vitória e disparo do Grupo 2 da Central da Serra de Água, o que motivou ausência de tensão nas subestações Cabo Girão, Ponte Vermelha, Serra de Água, São Vicente e Ribeira da Janela, além das das linhas de 30 kv entre Seixal e Ribeira da Janela, São Vicente e Seixal e Ponte Vermelha e Serra de Água. O valor da END foi de 7,35 MWh, correspondendo a um TIEPI de 3,4 minutos. Este incidente teve como origem a rede de transporte, sendo a causa da avaria uma caixa de cabo queimada da linha INCIDENTE DE 20 DE NOVEMBRO DE 2007 NA ILHA DA MADEIRA Verificaram-se condições atmosféricas adversas na ilha da Madeira (vento forte e trovoada), provocando 9 incidentes com origem nas redes de transporte e de distribuição, sendo de destacar a interrupção da linha de 60 kv entre Palheiro Ferreiro e Machico. Foram afectadas as subestações Machico, Caniçal, Santo da Serra, Lombo do Faial e Santana. O valor da END foi de 13,02 MWh, correspondendo a um TIEPI de 9,65 minutos INCIDENTE DE 1 DE MARÇO DE 2007 NA ILHA DO PORTO SANTO Ocorreu no dia 1 de Março, pelas 14:54, afectando as subestações Central Nova, Vila Baleira e Calheta. O valor da END foi de 1,49 MWh, correspondendo a um TIEPI de 21,8 minutos. Este incidente teve como origem ensaios realizados na Central do Porto Santo. 3.2 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO CARACTERIZAÇÃO DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO O plano de monitorização elaborado e implementado pela EEM em 2007 contemplou a realização de medições em 12 pontos fixos, 10 na ilha da Madeira e 2 na ilha do Porto Santo, com períodos de monitorização anual. Os pontos de monitorização foram seleccionados de acordo com os seguintes critérios: Caracterização de pontos injectores em MT. 155

170 Caracterização da qualidade da onda de tensão nos diversos tipos de redes em zonas de cariz urbano e rural. Caracterização da qualidade da onda de tensão, durante todas as estações do ano, de forma a avaliar o eventual impacto da sazonalidade associada às produções hídrica e eólica e ao efeito das descargas atmosféricas. O Quadro 3-6 apresenta os pontos da rede da Região Autónoma da Madeira monitorizados durante o ano de 2007 com indicação do número de semanas em que ocorreu o registo dessa monitorização. Quadro 3-6 Pontos de monitorização da Região Autónoma da Madeira, em 2007 Ilha Ponto de monitorização Nível de Tensão (kv) Semanas monitorizadas (n.º) Subestação do Caniçal Subestação da Calheta Central Térmica da Vitória Subestação do Palheiro Ferreiro Madeira Subestação de Alegria 6,6 30 Subestação de Santana 6,6 35 Subestação de São Vicente 6,6 45 Posto de Transformação do Hospital Regional 0,23 43 Posto de Transformação de Santa 0,23 42 Posto de Transformação da Vila Caniçal 0,23 17 Porto Santo Subestação de Vila Baleira 6,6 34 Posto de Transformação da Lapeira 0,23 34 Fonte: EEM A taxa de cumprimento do plano de monitorização para a ilha da Madeira em 2007 foi de 72,5% e para a ilha do Porto Santo foi de 65,4%. De acordo com o relatório de qualidade de serviço da EEM, os incumprimentos verificados ficaram a dever-se à ocorrência de avarias em vários equipamentos, nomeadamente ao nível dos 6,6 kv na ilha da Madeira RESULTADO DAS ACÇÕES DE MONITORIZAÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Nesta secção apresentam-se os resultados das acções de monitorização que ocorreram nas redes de transporte e de distribuição da Região Autónoma da Madeira. Analisando os valores máximos, constata-se que os limites regulamentares apenas não foram respeitados para a característica tremulação, nas seguintes instalações localizadas na ilha da Madeira: Central da Vitória (30 kv) o limite de variação para o Plt foi excedida numa das medições semanais devendo-se, segundo a EEM, à realização de manobras e à ocorrência de incidentes. Palheiro Ferreiro (30 kv) o limite de variação para o Plt foi ligeiramente ultrapassado (1,030%) devido, segundo a EEM, à ocorrência de incidentes a jusante da rede de 30 kv ligada a esta subestação. 156

171 São Vicente (6,6 kv), Santana (6,6 kv) e Alegria (6,6 kv) os limites máximos de Pst e Plt foram ultrapassados em todas as instalações, com excepção do Pst em São Vicente. Os valores ocorridos deveram-se, segundo a EEM, a uma sucessão de avarias e consequentes manobras na rede. Para todas as demais características, quer para a ilha da Madeira, quer para a ilha do Porto Santo, os valores regulamentares foram respeitados. Os quadros seguintes apresentam a informação quanto aos valores máximos e mínimos registados para as características da onda de tensão monitorizadas e os respectivos pontos de monitorização, nas situações em que os limites regulamentares foram respeitados. De referir que os valores de referência indicados são os estabelecidos para serem cumpridos em 95% do período de monitorização e a verificação dos valores registados para os incumprimentos dos padrões é feita para 100% do período de monitorização. A verificação dos valores registados para os incumprimentos dos padrões é feita para 100% do período de monitorização. FREQUÊNCIA O Quadro 3-7 apresenta os valores máximos e mínimos de frequência, por nível de tensão, registados nos diversos pontos de monitorização, enquanto percentagem da frequência nominal. Quadro 3-7 Valores máximos e mínimos de frequência registados, por nível de tensão, na Região Autónoma da Madeira, em 2007 Ilha Madeira Porto Santo Fonte: EEM Nível de Máximo, Nível de referência 2% Mínimo, Nível de referência -2% Tensão (kv) Ponto de Monitorização Valor (%) Ponto de Monitorização Valor (%) 60 Subestação do Caniçal 0,288 Subestação do Caniçal -0,274 Subestação da Calheta Subestação da Calheta 30 Central Térmica da Vitória 0,288 Central Térmica da Vitória -0,274 Subestação do Palheiro Ferreiro Subestação do Palheiro Ferreiro Subestação de Alegria Subestação de Alegria 6,6 Subestação de Santana 0,288 Subestação de Santana -0,274 Subestação de São Vicente Subestação de São Vicente Posto de Transformação do Posto de Transformação do Hospital Regional Hospital Regional 0,23 Posto de Transformação de Santa 0,288 Posto de Transformação de Santa -0,274 Posto de Transformação da Vila Posto de Transformação da Vila Caniçal Caniçal 6,6 Subestação de Vila Baleira 0,244 Subestação de Vila Baleira -0,227 0,23 Posto de Transformação da Lapeira 0,244 Posto de Transformação da Lapeira -0,

172 VALOR EFICAZ DA TENSÃO O Quadro 3-8 apresenta os valores máximos e mínimos do valor eficaz da tensão, por nível de tensão, registados nos diversos pontos de monitorização, enquanto percentagem da tensão declarada. Quadro 3-8 Valores máximos e mínimos do valor eficaz da tensão registados, por nível de tensão, na Região Autónoma da Madeira em 2007 Ilha Madeira Porto Santo Fonte: EEM Nível de Tensão (kv) Ponto de Monitorização Máximo Valor (%) Nível de Referência (%) Ponto de Monitorização Mínimo Valor (%) Nível de Referência (%) Subestação do 60 4,149 5 Subestação do Caniçal -1,620-5 Caniçal Subestação do Central Térmica da 30 5,799 0,882 Palheiro Ferreiro Vitória 6,6 Subestação de Alegria 5,249 Subestação de Santana 0,305 Posto de Posto de Transformação 0,23 Transformação do 5,711-4,685 de Santa Hospital Regional ,6 0,23 Subestação de Vila Baleira Posto de Transformação da Lapeira 2,176 1,144 Subestação de Vila Baleira Posto de Transformação da Lapeira -0,171-1,829 TREMULAÇÃO (FLICKER) O Quadro 3-9 apresenta os valores máximos de tremulação de curta e longa duração, por nível de tensão, registados nos diversos pontos de monitorização. Quadro 3-9 Valores máximos de tremulação de curta duração (P st ) e de longa duração (P lt ) registados, por nível de tensão, na Região Autónoma da Madeira em 2007 Característica Pst Plt Ilha Madeira Porto Santo Madeira Porto Santo Nível de Tensão (kv) Ponto de Monitorização Máximo - Nível de referência, 1 (*) 60 Subestação do Caniçal 0, Subestação da Calheta 0,266 6,6 Subestação de Santana 0,996 0,23 Posto de Transformação de Santa 0,518 6,6 Subestação de Vila Baleira 0,427 0,23 Subestação da Lapeira 0, Subestação do Caniçal 0, Subestação do Palheiro Ferreiro 0,766 6,6 Subestação de Santana 0,977 0,23 Posto de Transformação da Vila Caniçal 0,664 6,6 Subestação de Vila Baleira 0,583 0,23 Posto de Transformação da Lapeira 0,971 (*) Para o P st o nível de referência apresentado apenas é aplicável para a AT. Para a MT não existe nível de referência para o P st. Fonte: EEM 158

173 DESEQUILÍBRIO DO SISTEMA TRIFÁSICO DE TENSÕES O Quadro 3-10 apresenta os valores máximos de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, por nível de tensão, registados nos diversos pontos de monitorização, enquanto percentagem da componente directa da tensão. Quadro 3-10 Valores máximos registados de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, por nível de tensão, nos pontos monitorizados da Região Autónoma da Madeira, em 2007 Ilha Nível de Tensão (kv) Ponto de monitorização Máximo - Nível de referência, 2% 60 Subestação do Caniçal 0,163 Madeira 30 Subestação da Calheta 0,258 6,6 Subestação de Santana 1,043 0,23 Posto de Transformação de Santa 0,821 Porto Santo 6,6 Subestação de Vila Baleira 0,160 0,23 Posto de Transformação da Lapeira 0,294 Fonte: EEM DISTORÇÃO HARMÓNICA O Quadro 3-11 apresenta os valores máximos de distorção harmónica, por nível de tensão, registados nos diversos pontos de monitorização. Quadro 3-11 Valores máximos registados dos 3.º, 5.º e 7.º harmónicos, por nível de tensão, nos pontos monitorizados da Região Autónoma da Madeira, em 2007 Ilha Madeira Porto Santo Fonte: EEM Ordem do harmónico 3.º 5.º 7.º 3.º 5.º 7.º Nível de Valor Nível de Ponto de monitorização Tensão (kv) Máximo (%) referência (%) 60 Subestação do Caniçal 0, Subestação do Palheiro Ferreiro 0, ,6 Subestação de São Vicente 0, ,23 Posto de Transformação de Santa 0, Subestação do Caniçal 3,483 4,5 30 Subestação da Calheta 4, ,6 Subestação de Santana 5, ,23 Posto de Transformação de Santa 5, Subestação do Caniçal 1, Subestação do Palheiro Ferreiro 1, ,6 Subestação de Santana 1, ,23 Posto de Transformação do 2,232 5 Hospital Regional 6,6 Subestação de Vila Baleira 0, ,23 Posto de Transformação da Lapeira 0, ,6 Subestação de Vila Baleira 2, ,23 Posto de Transformação da Lapeira 2, ,6 Subestação de Vila Baleira 2, ,23 Posto de Transformação da Lapeira 2,

174 CAVAS DE TENSÃO A Figura 3-28 e a Figura 3-29 apresentam a distribuição da ocorrência das cavas de tensão nos pontos de monitorização, em função da amplitude e da duração das mesmas, respectivamente para as ilhas da Madeira e do Porto Santo, durante o ano de Figura 3-28 Cavas de tensão registadas nos pontos de monitorização da ilha da Madeira N.º de cavas Duração (s) Amplitude (%Uc) Fonte: EEM Relativamente à ilha da Madeira, conclui-se que, em termos de amplitude, cerca de 50% das cavas registadas têm uma amplitude entre 10% e 30% da tensão de alimentação declarada e as cavas de tensão com amplitude superior a 70% da tensão declarada representam 9% do número total. Em termos de duração, 97% das cavas de tensão apresentam duração inferior ou igual a 1 segundo. 160

175 Figura 3-29 Cavas de tensão registadas nos pontos de monitorização da ilha do Porto Santo N.º de cavas Duração (s) Amplitude (%Uc) Fonte: EEM Relativamente à ilha do Porto Santo, conclui-se que, em termos de amplitude, 83% das cavas registadas têm uma amplitude entre 10% e 20% da tensão de alimentação declarada e as cavas de tensão com amplitude superior a 80% da tensão declarada são inexistentes. Em termos de duração, 89% das cavas de tensão apresentam duração inferior ou igual a 1 segundo. 3.3 QUALIDADE COMERCIAL A análise efectuada neste capítulo é em tudo semelhante à realizada para Portugal continental e para a RAA, tendo em consideração que na Região Autónoma da Madeira não existe separação entre o operador de rede de distribuição e o comercializador de último recurso, sendo estas duas funções desempenhadas pela EEM. Acresce que o regulamento aplicável, designado RQS Madeira, é distinto dos que vigoram em Portugal continental e nos Açores e que este é o primeiro ano de aplicação integral do regulamento, designadamente no que respeita ao pagamento de compensações por incumprimento dos padrões individuais. Na RAM a construção dos elementos de ligação para uso exclusivo em BT é executada pelos requisitantes. Deste modo, o RQS Madeira não prevê qualquer indicador relativo à apresentação de orçamento. 161

176 3.3.1 ACTIVAÇÃO DO FORNECIMENTO O RQS Madeira define o seguinte indicador geral e respectivo padrão referentes à activação de fornecimento: Percentagem de requisições e ligações à rede de instalações de baixa tensão, executadas no prazo máximo de quatro dias úteis, após a celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica padrão: 90%. A referência a requisições e ligações à rede deve entender-se como sendo activações do fornecimento (início do fornecimento) após a execução da ligação e celebração do contrato de fornecimento. No cálculo deste indicador não são considerados os casos em que o cliente solicite uma data posterior ou a activação não seja executada por facto imputável ao cliente ou ainda no caso de simples mudança do nome do titular do contrato de fornecimento. Em 2007, a EEM realizou 5036 activações de fornecimento em baixa tensão, 93% das quais concretizadas em menos de 4 dias úteis, cumprindo assim o padrão estabelecido ATENDIMENTO PRESENCIAL Na RAM o indicador geral relativo ao atendimento presencial considera os 3 centros com maior número de utentes, estabelecendo que o tempo de atendimento deverá de ser inferior a 20 minutos em 90% dos casos. Os centros monitorizados foram o centro de atendimento da sede da empresa (Funchal), o da Loja do Cidadão e o de Machico. Em 2007, a EEM registou um total de atendimentos presenciais, tendo registado o cumprimento do padrão com valores que variaram, por centro de atendimento, entre os 92% e os 97% ATENDIMENTO TELEFÓNICO O atendimento telefónico é o canal através do qual a EEM recebe maior número de contactos, sejam de âmbito comercial ou técnico. A EEM, em 2007, efectuou atendimentos telefónicos. O RQS Madeira estabelece, para este indicador geral, que 80% das chamadas atendidas devem ter um tempo de espera inferior a 60 segundos. A EEM não cumpre o padrão estabelecido, sendo que somente 63% dos atendimentos tiveram um tempo de espera inferior a 60 segundos. De referir ainda que a taxa de abandono das chamadas é de cerca de 29%. A taxa de abandono refere-se ao número de desistências de chamadas, após terem decorrido mais de 60 segundos de espera. 162

177 A empresa encontra-se a implementar durante 2008 um sistema integrado de atendimento telefónico centralizado com o qual espera melhorar a qualidade do atendimento telefónico, designadamente no que respeita ao tempo de espera PEDIDOS DE INFORMAÇÃO O RQS Madeira estabelece que 90% dos pedidos de informação, apresentados por escrito, devem ser respondidos até 15 dias úteis. A EEM está a analisar a introdução de novas medidas destinadas a assegurar um melhor controlo do tempo de resposta de todos os pedidos de informação dos clientes. Em 2007 foram apresentados à EEM pedidos de informação, 168 através da página na internet, aos quais respondeu em menos de 15 dias em 93% dos casos. Foram ainda apresentados pedidos de informação através dos centros de atendimento presencial, não tendo a EEM apresentado o valor do cumprimento do padrão referente a estes pedidos RECLAMAÇÕES O RQS Madeira estabelece um indicador geral que inclui todos os tipos de reclamações, estabelecendo um prazo de resposta aos clientes até 15 dias úteis em 95% das reclamações recebidas. Em 2007 a EEM registou em suporte digital 421 reclamações, apresentadas por escrito, tendo enviado uma resposta aos reclamantes no prazo de 15 dias úteis em 95% das situações. No sistema comercial, a EEM registou reclamações verbais, sobre as quais detém apenas registo manual, relativamente às quais afirma não ser possível aferir os tempos de resposta, não sendo por isso contabilizadas para efeitos de cálculo deste indicador. As reclamações relativas a facturação, características técnicas da tensão e funcionamento do equipamento de contagem são consideradas pelo RQS Madeira indicadores individuais, ou seja, têm associado ao incumprimento do prazo de resposta o pagamento de uma compensação. Em 2007, a EEM recebeu 509 reclamações, sendo 113 relativas a facturação, 4 a características técnicas da tensão e 392 relativas ao funcionamento do equipamento de contagem. Nos elementos disponibilizados pela EEM o prazo de resposta foi verificado em 100% das reclamações apresentadas, não havendo por isso registo do pagamento de qualquer compensação REPOSIÇÃO DE SERVIÇO De acordo com o RQS Madeira, após uma interrupção acidental, o operador deve efectuar a reposição do fornecimento num prazo máximo de 4 horas a, pelo menos, 80% dos clientes. 163

178 A EEM não apresentou informação relativa a este indicador, uma vez que o seu apuramento está ainda dependente da conclusão do Sistema de Gestão de Incidentes VISITA COMBINADA Na marcação das visitas às instalações dos clientes deve ser fixado um intervalo de tempo, com a duração máxima de 3 horas, durante a qual deve ocorrer a visita. O cliente e a EEM podem acordar a alteração da data e do horário de visitas anteriormente acordados. No caso do cliente não se encontrar nas suas instalações durante o período combinado, a EEM pode exigir-lhe o pagamento de uma quantia relativa à deslocação. Em 2007, a EEM registou um total de visitas às instalações dos clientes. Destas, foram realizadas dentro do intervalo de tempo de 3 horas acordado para a visita, tendo as restantes sido reprogramadas por acordo com o cliente e, posteriormente, sido cumpridas dentro do padrão estabelecido AVARIAS NA ALIMENTAÇÃO INDIVIDUAL DOS CLIENTES De acordo com o RQS Madeira, sempre que a EEM tenha conhecimento da ocorrência de avarias na alimentação individual de energia eléctrica dos clientes deve iniciar a sua reparação nos prazos máximos seguintes: 5 horas para clientes de baixa tensão nas zonas tipo C. 4 horas para os restantes clientes. Em 2007, a EEM procedeu a 583 assistências técnicas a avarias comunicadas referentes a clientes em BT, das quais 555 na ilha da Madeira e 28 na ilha de Porto Santo. A duração máxima de resposta foi de 2,25 horas, bastante abaixo do máximo exigido pelo RQS Madeira. As durações médias de resposta foram de 17,4, 19,8 e 19,2 minutos na ilha da Madeira nas zonas A, B e C, respectivamente. Na ilha de Porto Santo registaram-se tempos médios para o início da reparação das avarias de 23,4 e 28,2 minutos nas zonas B e C RESTABELECIMENTO DO FORNECIMENTO APÓS INTERRUPÇÃO POR FACTO IMPUTÁVEL AO CLIENTE O RQS Madeira define as mesmas condições e prazos (indicador individual) para o restabelecimento do fornecimento após interrupção por facto imputável ao cliente que em Portugal Continental. 164

179 A EEM efectuou 3376 restabelecimentos do fornecimento de energia eléctrica após interrupção por facto imputável ao cliente, efectuadas dentro dos prazos previstos LEITURA DOS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO O RQS Madeira estabelece, como indicador geral, a exigência de realização de uma leitura anual aos contadores de baixa tensão, em 98% dos casos. Em 2007, a EEM afirma que a taxa de realização de leituras atingiu os 95%, não tendo por isso cumprido o padrão deste indicador. A EEM não apresentou informação numérica sobre o número de leituras efectuadas CLIENTES COM NECESSIDADES ESPECIAIS No final de 2007, a EEM tinha registado um cliente com necessidades especiais. Durante 2008, a EEM está a disponibilizar informação dirigida a este tipo de clientes nas suas lojas atendimento e em instituições da área da saúde. Por outro lado, com a entrada em funcionamento do Sistema de Gestão de Incidentes, será possível efectuar um restabelecimento prioritário do fornecimento a este tipo de clientes AVALIAÇÃO DA SATISFAÇÃO DOS CLIENTES A EEM realizou uma avaliação da satisfação dos clientes referente ao ano de 2007, nos centros de atendimento. Numa escala crescente de satisfação de 1 a 5, a EEM obteve médias de 4 em cada um dos seguintes itens da qualidade de atendimento: (i) apresentação dos funcionários, (ii) simpatia e cortesia, (iii) tempo de espera de atendimento, (iv) rapidez de atendimento e desempenho global das lojas. Relativamente à qualidade das instalações, a EEM registou uma média de 3 para o aspecto visual das lojas e médias de 4 para as condições de acesso das instalações, funcionalidade das instalações e higiene das instalações. Quanto à facilidade de leitura das facturas e dos recibos, a EEM registou médias de 3 em ambos os critérios. A EEM conclui que é necessário realizar melhorias ao nível da formação dos colaboradores, das instalações de atendimento e da comunicação ao cliente, sobretudo no que respeita a facilitar a leitura e compreensão das facturas/recibos de electricidade. 165

180 CUMPRIMENTO DO REGULAMENTO DA QUALIDADE DE SERVIÇO No quadro seguinte apresenta-se o valor verificado pela EEM para os indicadores gerais estabelecidos no RQS, verificando-se o incumprimento de 2 padrões e a inexistência de informação sobre outros 2 padrões. Quadro 3-12 Indicadores gerais de qualidade de serviço comercial da EEM Indicadores gerais Percentagem de requisições e ligações à rede de instalações de BT, executadas no prazo máximo de 4 dias úteis, após a celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 20 minutos nos centros de atendimento Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 60 segundos, no atendimento telefónico centralizado Percentagem de clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, na sequência de interrupções de fornecimento acidentais Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis Percentagem de pedidos de informação, apresentados por escrito, respondido até 15 dias úteis Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano civil Fonte: EEM Padrão (%) Valor 2007 (%) Cumprimento Sim Sim Não 80 Informação não disponível Sim, para as reclamações objecto de registo em suporte digital. Sem informação para as restantes (via Internet) Sim, para pedidos via Internet. Sem informação para restantes Não - A EEM informou que em 2007 não houve incumprimentos dos indicadores individuais. 3.4 RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO DA EEM Dando cumprimento ao estabelecido no RQS Madeira, a EEM enviou à ERSE e divulgou na sua página da Internet 12, o respectivo Relatório da Qualidade de Serviço. O Quadro 3-13 permite avaliar o cumprimento do RQS Madeira no que se refere ao conteúdo do relatório da qualidade de serviço do ano de

181 Quadro 3-13 Verificação do conteúdo do Relatório da Qualidade de Serviço da EEM de 2007 Conteúdo do relatório da qualidade de serviço (artigo 39.º do RQS Madeira) Análise do cumprimento do disposto no RQS Madeira Valores dos indicadores gerais de qualidade de serviço e resultados das acções de monitorização Número total de reclamações de clientes da RAM Continuidade de serviço: cumpre o estabelecido no RQS Madeira. Qualidade comercial: Com excepção do indicador geral relativo à reposição do serviço, na vertente comercial, foi apresentada informação sobre os valores dos restantes indicadores. Cumpre o estabelecido no RQS Madeira. Número e natureza das reclamações apresentadas por outras entidades do SEPM ou por clientes não vinculados, discriminadas por entidade Número e montante total das compensações pagas aos clientes por incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço Número de clientes com necessidades especiais registados e iniciativas realizadas para melhoria do seu relacionamento comercial Apresentam o número das reclamações que constituem indicador geral e o número e natureza das reclamações que são indicador individual, sem discriminação por entidade. A EEM não tem clientes não vinculados. Continuidade de serviço: cumpre o estabelecido no RQS Madeira. Em 2007 não houve registo de incumprimentos dos padrões individuais de natureza comercial. Indica a existência de um cliente com necessidades especiais registado. Com a entrada em funcionamento do sistema de gestão de incidentes a EEM prevê possibilidade de restabelecimento prioritário a estes clientes. Metodologia e resultado dos inquéritos ou estudos de imagem destinados a avaliar o grau de satisfação dos seus clientes Descrição das acções mais relevantes realizadas no ano anterior para a melhoria da qualidade de serviço Caracterização quantitativa e qualitativa relativa a incidentes Cumpre o estabelecido no RQS Madeira. Continuidade de serviço: não cumpre o estabelecido no RQS Madeira. São apresentadas acções de melhoria futuras. Qualidade comercial: cumpre o estabelecido no RQS Madeira. Cumpre o estabelecido no RQS Madeira. Relato do progresso dos planos de melhoria em curso, incluindo as justificações para os eventuais desvios verificados A EEM não submeteu qualquer plano de melhoria da qualidade de serviço. O relatório da qualidade de serviço da EEM identifica diversas acções a desenvolver em 2008 com o objectivo de melhorar a qualidade de serviço prestada designadamente, por via da melhoria dos indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço, da monitorização e telecomando de vários PTs, bem como o estabelecimento de novas ligações mais robustas e remodelação de troços tradicionalmente mais afectados. As acções apresentadas são as que se apresentam de seguida: O estabelecimento de um cabo subterrâneo de 30 kv entre São Vicente e Ribeira da Janela, actualmente em execução. A construção de uma nova ligação entre Ponta Delgada e Santana. A desactivação da linha entre Ribeira da Janela e Fonte do Bispo. 167

182 A instalação do Sistema de Gestão de Indisponibilidades (SGI) que introduzirá melhorias no rápido diagnóstico de avarias e na optimização da gestão dos recursos humanos do piquete. 168

183 4 ACÇÕES DESENVOLVIDAS PELA ERSE NO ÂMBITO DO APOIO AO CONSUMIDOR DE ENERGIA A protecção dos consumidores é uma actividade transversal a toda a ERSE, estando presente em todas as iniciativas e decisões regulatórias, designadamente no âmbito da promoção de regras de relacionamento comercial transparentes e justas, tarifas e preços que reflictam custos eficientes, qualidade dos serviços prestados e promoção da informação e esclarecimento dos consumidores. As actividades de protecção dos consumidores podem ser enquadradas nos seguintes grandes domínios: Medidas de natureza regulamentar elaboração e revisão dos regulamentos do sector eléctrico e do sector do gás natural. Verificação do cumprimento dos regulamentos esta actividade envolve a recepção e análise de informação diversa prevista nos próprios regulamentos, na sequência da qual podem ser promovidas iniciativas que podem incluir a realização de reuniões com as empresas ou o envio de comunicações formais da ERSE com esclarecimentos ou indicações sobre a correcta aplicação dos regulamentos. Disponibilização de informação aos consumidores a informação assume uma importância central na protecção dos direitos dos consumidores, com destaque para a informação disponibilizada através da página da ERSE na Internet. Resolução de Conflitos disponibilização de meios simples, gratuitos e eficazes garantindo o acesso à resolução de litígios num sector de serviço público e essencial. Desenvolvimento de iniciativas de formação a formação é um veículo essencial para a transmissão estruturada de conhecimentos, a qual apostou numa primeira fase em públicos capazes da disseminação em grande escala da informação veiculada, nomeadamente instituições ligadas à informação, esclarecimento e defesa dos consumidores. 4.1 PEDIDOS DE INFORMAÇÃO No âmbito da sua actividade de informação e defesa dos direitos dos consumidores, a ERSE coloca à disposição do público, através de diversos meios, múltiplos canais de acesso à ERSE designadamente para formular pedidos de informação sobre todas as áreas reguladas e de actuação da ERSE. Neste contexto, em 2007 foram recebidas um total de 2005 pedidos de informação, correspondendo ao sector eléctrico e 412 ao sector do gás natural. A evolução do número de pedidos de informação recebidos verificou a tendência habitual tendo-se registado uma subida acentuada comparativamente ao ano anterior conforme demonstra a Figura

184 Figura 4-1 Evolução do número de pedidos de informação Electricidade Gás natural No que respeita ao sector eléctrico, destacam-se 3 assuntos em especial: contratos, cauções e fornecimento, competências externas e tarifas e preços. O principal assunto reflecte a procura de informação relativa ao processo de devolução de cauções. No que respeita ao tema das competências externas, destacam-se as matérias relativas às energias renováveis e microprodução e questões técnicas relacionadas com o licenciamento e alteração de traçado das linhas eléctricas, que à semelhança do sector do gás natural, são matérias da competência da Direcção Geral de Energia e Geologia. Figura 4-2 Principais assuntos dos pedidos de informação em 2007 Qualidade Serviço Legislação e regulamentação Ligações Relações comerciais Caracterização do sector PRE Liberalização Tarifas/preços Competências externas Contratos, cauções e fornecimento No que respeita à proveniência dos pedidos de informação, 87% das solicitações são efectuadas por consumidores que utilizam o serviço disponibilizado pela ERSE. Nesta categoria estão incluídos os consumidores domésticos e profissionais, considerando que nos pedidos de informação não se consegue, com grau de certeza elevada, proceder a essa distinção. Em segundo lugar, correspondendo a 9% dos casos, estão todos os remetentes para os quais não foi possível efectuar uma classificação adequada (por ausência de informação). 170

185 Figura 4-3 Proveniência dos pedidos de informação recebidos na ERSE em % 2% 1% 1% 0% Consumidores Outros Investigação Consultoria Administração Pública 87% Reguladores (Portugal e estrangeiro) ATENDIMENTO TELEFÓNICO Durante o ano de 2007 foram registados contactos telefónicos dirigidos à linha telefónica de atendimento que funciona todos os dias úteis entre as 15:00 e as 18:00, tendo sido efectivamente atendidas 1 665, ocorridas no horário de funcionamento da linha. O custo total da linha para a ERSE, em 2007, foi de 748,18 euros. Os temas mais abordados nesta linha de atendimento dedicada aos consumidores de energia foram, no sector eléctrico, os relativos à devolução de cauções, produção de electricidade em particular microprodução, qualidade de serviço, mudança de fornecedor e tarifas e preços. ATENDIMENTO PRESENCIAL A equipa de técnicos que constitui o Apoio ao Consumidor de Energia proporciona igualmente a possibilidade de receber consumidores de energia nas instalações da ERSE, por marcação prévia, quando a complexidade dos assuntos o justifica. Em 2007 fizeram-se cerca de 20 atendimentos presenciais cujos assuntos versaram essencialmente questões relativas a facturação e relacionamento comercial. 4.2 RECLAMAÇÕES A evolução do número de reclamações, conforme demonstra a Figura 4-4, relativa a ambos os sectores regulados, tem registado um aumento contínuo, sustentado pelo expressivo contributo das reclamações vertidas no Livro de Reclamações das entidades reguladas que dispõem de lojas com atendimento ao público. Em 2007 a ERSE recebeu reclamações. 171

186 Figura 4-4 Evolução do número de reclamações Sector eléctrico Sector gás natural O principal público da ERSE no que respeita à utilização dos mecanismos de tratamento de reclamações é constituído pelos consumidores em Baixa Tensão Normal (BTN) no sector eléctrico e pelos consumidores com consumos até m 3 no sector do gás natural, que correspondem, essencialmente, a consumidores domésticos. Relativamente aos assuntos reclamados no sector eléctrico em 2007, conforme indica a Figura 4-5, a facturação, qualidade de serviço e danos foram os temas que mais reclamações geraram. No âmbito da facturação o assunto que gera maior conflitualidade relaciona-se com acertos de facturação, com a prescrição e caducidade. No que respeita ao tema da qualidade de serviço, refira-se que o mesmo integra as matérias da qualidade comercial (atendimento) e qualidade técnica (continuidade e qualidade da onda de tensão), havendo um claro predomínio da qualidade comercial em consequência, mais uma vez, do Livro de Reclamações. 172

187 Figura 4-5 Principais assuntos reclamados relativos ao sector eléctrico na ERSE em 2007 Tarifas Outros Procedimento fraudulento Caução Medição Questões técnicas Contrato de concessão Ligações Contrato de fornecimento Danos Qualidade serviço Facturação A Figura 4-6 demonstra a evolução dos principais temas no sector eléctrico reclamados ao longo dos últimos três anos. Como se pode verificar o número de reclamações associado ao tema da qualidade de serviço tem vindo progressivamente a aumentar, com especial enfoque desde 2006, data da entrada em vigor do Livro de Reclamações. Os restantes temas, facturação e danos, demonstram uma evolução muito menos agressiva, facto que permite a conclusão de que o Livro de Reclamações é solicitado para efectuar reclamações mais intuitivas relacionadas com a qualidade do atendimento do que para apresentar reclamações sobre outros assuntos que necessitem de um acompanhamento mais dedicado. Figura 4-6 Evolução dos temas mais reclamados entre Danos Qualidade de serviço Facturação No que respeita às empresas reclamadas no sector eléctrico em 2007 a ERSE recebeu duas reclamações relativas a comercializadores distintos do comercializador de último recurso, a EDP Serviço Universal. Em particular, as reclamações diziam respeito ao comercializador Endesa Energia, S.A. A ERSE recebeu ainda 34 reclamações relativas à EDA Electricidade dos Açores e 11 da EEM Electricidade da Madeira. 173

188 Do universo de reclamações recebidas na ERSE, considerando o conjunto dos dois sectores regulados, a ERSE concluiu processos no sector eléctrico e 744 no sector do gás natural. No âmbito da resolução de conflitos da ERSE, a principal diligência efectuada, no sector eléctrico, foi a informação ao cliente, correspondendo a 60% das situações, os restantes 40% disseram respeito a mediações, 19% das quais resultaram em alteração da posição inicialmente assumida pela empresa e 21% sem alteração dessa posição. 174

189 5 DEFINIÇÕES, SIGLAS E REGRAS DE CÁLCULO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 5.1 NÍVEIS DE TENSÃO Baixa Tensão (BT) tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kv. Baixa tensão normal (BTN) baixa tensão com potência contratada inferior ou igual a 41,1 kva. Baixa tensão especial (BTE) baixa tensão com potência contratada superior a 41,1 kw. Média Tensão (MT) tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kv e igual ou inferior a 45 kv. Alta Tensão (AT) tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kv e igual ou inferior a 110 kv. Muito Alta Tensão (MAT) tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kv. 5.2 ENTIDADES DO SECTOR ELÉCTRICO PORTUGUÊS Cliente pessoa singular ou colectiva com um contrato de fornecimento de energia eléctrica ou acordo de acesso e operação das redes. Cliente não vinculado entidade que obteve o estatuto de cliente não vinculado concedido pela ERSE, nos termos do Regulamento de Relações Comerciais. Comercializador entidade titular de licença de comercialização de energia eléctrica, atribuída nos termos do Decreto-Lei n.º 184/2003, de 20 de Agosto, regulamentado pela Portaria n.º 139/2005, de 3 de Fevereiro, cuja actividade consiste na compra a grosso e na venda a grosso e a retalho de energia eléctrica, em nome próprio ou em representação de terceiros, em Portugal continental. Comercializador de último recurso comercializador sujeito à obrigação de serviço universal de fornecimento de energia eléctrica, nos termos do Decreto-Lei n.º 185/2003, de 20 de Agosto. Consumidor entidade que recebe energia eléctrica para utilização própria. Consumidor directo da RNT entidade (eventualmente possuidora de produção própria) que recebe directamente energia eléctrica da rede de transporte para utilização própria. DGE Direcção-Geral de Energia, actual DGEG. DGEG Direcção-Geral de Energia e Geologia. 175

190 DRCIE Direcção Regional do Comercio, Industria e Energia. Distribuidor vinculado entidade titular de uma licença vinculada de distribuição. ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos. Fornecedor entidade responsável pelo fornecimento de energia eléctrica nos termos de um contrato. Produtor entidade responsável pela ligação à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores. Utilizador da RNT produtor, distribuidor ou consumidor que está ligado fisicamente à rede de transporte ou que a utiliza por intermédio de terceiros para transporte e ou regulação de energia, ou ainda para apoio (reserva de potência). 5.3 CONTINUIDADE DE SERVIÇO Interrupção acidental interrupção do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica provocada por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligados a acontecimentos externos, a avarias ou a interferências. Interrupção breve interrupção acidental com uma duração igual ou inferior a três minutos. Interrupção do fornecimento ou da entrega situação em que o valor eficaz da tensão de alimentação no ponto de entrega é inferior a 1% da tensão declarada Uc, em pelo menos uma das fases, dando origem a cortes de consumo nos clientes. Interrupção longa interrupção acidental com uma duração superior a três minutos. Interrupção prevista interrupção do fornecimento ou da entrega que ocorre quando os clientes são informados com antecedência, para permitir a execução de trabalhos programados na rede. 5.4 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Cava (abaixamento) da tensão de alimentação diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 1% de Uc, seguida do restabelecimento da tensão depois de um curto lapso de tempo. Por convenção, uma cava de tensão dura de dez milissegundos a 1 minuto. O valor de uma cava de tensão é definido como sendo a diferença entre a tensão eficaz durante a cava de tensão e a tensão declarada. 176

191 Desequilíbrio de tensão estado no qual os valores eficazes das tensões das fases ou das desfasagens entre tensões de fases consecutivas, num sistema trifásico, não são iguais. Flutuação de tensão série de variações da tensão ou variação cíclica da envolvente de uma tensão. Frequência da tensão de alimentação (f) - taxa de repetição da onda fundamental da tensão de alimentação, medida durante um dado intervalo de tempo (em regra um segundo). Severidade da tremulação intensidade do desconforto provocado pela tremulação definida pelo método de medição UIE-CEI da tremulação e avaliada segundo os seguintes valores: Severidade de curta duração (Pst) medida num período de dez minutos. Severidade de longa duração (Plt) calculada sobre uma sequência de 12 valores de Pst relativos a um intervalo de duas horas, segundo a expressão: Plt = P sti j= l 12 Sobretensão temporária à frequência industrial sobretensão ocorrendo num dado local com uma duração relativamente longa. Sobretensão transitória sobretensão, oscilatória ou não, de curta duração, em geral fortemente amortecida e com uma duração máxima de alguns milissegundos. Tensão de alimentação declarada (Uc) tensão nominal Un entre fases da rede, salvo se, por acordo entre o fornecedor e o cliente, a tensão de alimentação aplicada no ponto de entrega diferir da tensão nominal, caso em que essa tensão é a tensão de alimentação declarada Uc. Tensão harmónica tensão sinusoidal cuja frequência é um múltiplo inteiro da frequência fundamental da tensão de alimentação. As tensões harmónicas podem ser avaliadas: Individualmente, segundo a sua amplitude relativa (Uh) em relação à fundamental (U1), em que «h» representa a ordem da harmónica. Globalmente, ou seja, pelo valor da distorção harmónica total (DHT) calculado pela expressão seguinte: DHT = 40 h= 2 U h 2 Tensão inter-harmónica tensão sinusoidal cuja frequência está compreendida entre as frequências harmónicas, ou seja, cuja frequência não é um múltiplo inteiro da frequência fundamental. 177

192 Tremulação (flicker) impressão de instabilidade da sensação visual provocada por um estímulo luminoso cuja luminância ou repartição espectral flutua no tempo. Variação de tensão aumento ou diminuição do valor eficaz da tensão provocados pela variação da carga total da rede ou de parte desta. 5.5 MECANISMOS DE RESOLUÇÃO DE CONFLITOS Arbitragem voluntária mecanismo de resolução extrajudicial de conflitos, através do qual as partes se submetem voluntariamente à decisão de árbitros (Lei nº 31/86, de 29 de Agosto). Conciliação de conflitos mecanismo de resolução extrajudicial de conflitos através do qual uma terceira entidade sugere às partes em litígio que por acordo encontrem a respectiva resolução. Mediação de conflitos mecanismo de resolução extrajudicial de conflitos através do qual uma terceira entidade recomenda a resolução de um determinado litígio. 5.6 DIVERSOS Condições normais de exploração condições de uma rede que permitem corresponder à procura de energia eléctrica, às manobras da rede e à eliminação de defeitos pelos sistemas automáticos de protecção, na ausência de condições excepcionais ligadas a influências externas ou a incidentes importantes. Deslastre consiste em desligar selectivamente blocos de carga, de forma a repor o equilíbrio entre a geração e o consumo. Entrada canalização eléctrica de BT compreendida entre uma caixa de colunas, um quadro de colunas ou uma portinhola e a origem de uma instalação de utilização. Exploração conjunto das actividades necessárias ao funcionamento de uma instalação eléctrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo e a manutenção, bem como os trabalhos eléctricos e os não eléctricos. Fornecimento de energia eléctrica venda de energia eléctrica a qualquer entidade que é cliente do distribuidor e concessionária da RNT. Incidente acontecimento que origina a desconexão (não programada) de um elemento da rede, dando origem ou não a uma interrupção de serviço. 178

193 Indicador geral de qualidade de serviço nível de desempenho das entidades que constituem o SEP, calculado para cada ano civil e para a totalidade dos clientes abrangidos, relativamente a uma determinada vertente técnica ou do relacionamento comercial. Indisponibilidade situação em que um determinado elemento, como um grupo, uma linha, um transformador, um painel, um barramento ou um aparelho, não se encontra apto a responder em exploração às solicitações de acordo com as suas características técnicas e parâmetros considerados válidos. Instalação de utilização instalação eléctrica destinada a permitir aos seus utilizadores a aplicação da energia eléctrica pela sua transformação noutra forma de energia. Instalação eléctrica conjunto dos equipamentos eléctricos utilizados na produção, no transporte, na conversão, na distribuição ou na utilização da energia eléctrica, incluindo as fontes de energia, bem como as baterias, os condensadores e outros equipamentos de armazenamento de energia eléctrica. Instalação eventual instalação eléctrica provisória, estabelecida com o fim de realizar, com carácter temporário, uma ocorrência de natureza social, cultural ou desportiva. Manobras acções destinadas a realizar mudanças de esquema de exploração ou a satisfazer, a cada momento, o equilíbrio entre a produção e o consumo ou o programa acordado para o conjunto das interligações internacionais, ou ainda a regular os níveis de tensão ou a produção de energia reactiva nos valores mais convenientes, bem como as acções destinadas a desligar ou a religar instalações para trabalhos. Manutenção combinação de acções técnicas e administrativas, compreendendo as operações de vigilância, destinadas a manter uma instalação eléctrica num estado que lhe permita cumprir a sua função. Manutenção correctiva (reparação) combinação de acções técnicas e administrativas realizadas depois da detecção de uma avaria e destinadas à reposição do funcionamento de uma instalação eléctrica. Manutenção preventiva (conservação) combinação de acções técnicas e administrativas realizadas com o objectivo de reduzir a probabilidade de avaria ou degradação do funcionamento de uma instalação eléctrica. Operação acção desencadeada localmente ou por telecomando que visa modificar o estado de um órgão ou sistema. Padrão individual de qualidade nível mínimo de qualidade de serviço, associado a uma determinada vertente técnica ou do relacionamento comercial, que deverá ser assegurado pelas entidades do SEP no relacionamento com cada um dos seus clientes. 179

194 Ponto de entrega (PdE) ponto (da rede) onde se faz a entrega de energia eléctrica à instalação do cliente ou a outra rede. Nota Na RNT o ponto de entrega é, normalmente, o barramento de uma subestação a partir do qual se alimenta a instalação do cliente. Podem também constituir pontos de entrega: Os terminais dos secundários de transformadores de potência de ligação a uma instalação do cliente. A fronteira de ligação de uma linha à instalação do cliente. Ponto de ligação ponto da rede electricamente identificável no qual uma carga ou qualquer outra rede e ou grupo(s) gerador(es) são ligadas à rede em causa. Posto (de uma rede eléctrica) parte de uma rede eléctrica, situada num mesmo local, englobando principalmente as extremidades de linhas de transporte ou de distribuição, a aparelhagem eléctrica, edifícios e, eventualmente, transformadores. Posto de corte Instalação de ligação de linhas no mesmo nível de tensão, sem entrega final de energia para consumo e equipado com aparelhagem de corte e seccionamento. Posto de transformação posto destinado à transformação da corrente eléctrica por um ou mais transformadores estáticos cujo secundário é de BT. Posto de seccionamento Instalação destinada a operar o seccionamento de linhas eléctricas. Ramal canalização eléctrica, sem qualquer derivação, que parte do quadro de um posto de transformação ou de uma canalização principal e termina numa portinhola, quadro de colunas ou aparelho de corte de entrada de uma instalação de utilização. Rede conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos eléctricos ligados entre si com vista a transportar a energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores. Rede de distribuição parte da rede utilizada para condução da energia eléctrica, dentro de uma zona de consumo, para o consumidor final. Rede de transporte parte da rede utilizada para o transporte da energia eléctrica, em geral e na maior parte dos casos dos locais de produção para as zonas de distribuição e de consumo. Rede Nacional de Transporte (RNT) compreende a rede de MAT, a rede de interligação, as instalações do gestor do sistema e os bens e direitos conexos. Subestação posto destinado a algum dos seguintes fins: 180

195 Transformação da corrente eléctrica por um ou mais transformadores estáticos, cujo secundário é de AT. Compensação do factor de potência por compensadores síncronos ou condensadores, em AT. Tensão de alimentação valor eficaz da tensão entre fases presente num dado momento no ponto de entrega, medido num dado intervalo de tempo. Tensão nominal de uma rede (Un) tensão entre fases que caracteriza uma rede e em relação à qual são referidas certas características de funcionamento. 5.7 REGRAS DE CÁLCULO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO INDICADORES GERAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO DAS REDES DE TRANSPORTE ENERGIA NÃO FORNECIDA ENF (MWh) O valor da ENF associado à rede de transporte corresponde à soma do valor estimado da ENF em cada um dos pontos de entrega devido às interrupções de serviço verificadas ao longo de um ano. DEFINIÇÃO: Valor estimado da energia não fornecida nos pontos de entrega com base na potência cortada no início da interrupção de fornecimento e do tempo de interrupção. Para interrupções com duração superior a 30 minutos, é considerada a evolução da carga em diagramas de cargas do ponto de entrega no mesmo dia da semana. Em suma, o indicador ENF é obtido a partir do somatório dos valores estimados de energia não fornecida correspondentes a todas as interrupções em todos os PdE durante determinado período, de acordo com a seguinte expressão: ENF = k j= 1 NIi i= 1 ENF ij Sendo que: ENF ij - energia não fornecida associada à interrupção i no ponto j, em MWh. NI j número de interrupções ocorridas no ponto de entrega j no período considerado. K número de pontos de entrega da rede de transporte. 181

196 Quando a reposição do serviço é feita escalonadamente no tempo e envolve a operação de múltiplos órgãos de corte, a estimativa da energia não fornecida é feita através do somatório do produto dos vários escalões de potência de reposição pelas respectivas durações de interrupção. Na ocorrência de uma interrupção de serviço na rede de transporte, por motivos de operação das redes de distribuição, o restabelecimento do fornecimento dos clientes não é imediato à reposição de serviço do ponto de entrega à rede de distribuição afectado. Nestas situações, existe a necessidade do operador da rede distribuição efectuar manobras na rede o que alarga o tempo de interrupção para os clientes finais. Em resumo, as parcelas da energia não fornecida associada a uma interrupção de serviço num PdE são as seguintes: ENF 1 parcela correspondente ao intervalo de tempo que decorre entre o início da interrupção e a reposição da tensão nesse PdE. Esta energia e o correspondente tempo de interrupção são directamente imputáveis aos operadores das redes de transporte e são os utilizados no cálculo dos diversos indicadores de continuidade de serviço. ENF 2 parcela correspondente ao intervalo de tempo necessário à reposição do serviço nas redes de distribuição, após a colocação em tensão do PdE pelo operador da rede de transporte. Este intervalo de tempo está sujeito a limites máximos acordados entre o operador da rede de transporte e o operador de rede de distribuição em AT e MT. Esta parcela é indirectamente imputável ao operador da rede de transporte. ENF 3 parcela restante da ENF, correspondente à diferença entre o tempo real e o tempo convencionado de reposição das redes de distribuição, nos casos em que este é ultrapassado. Esta energia é imputável ao operador da rede de distribuição em AT e MT. A Figura ilustra as diversas parcelas de ENF. 182

197 t 0 início da interrupção. t 1 reposição da tensão no PdE pelo operador da rede de transporte t 2 a t 4 reposição escalonada da alimentação dos consumos t cr tempo convencionado de reposição pelo operador de rede de distribuição em AT e MT. ENF 1 responsabilidade do operador da rede de transporte. ENF 2 responsabilidade indirecta do operador da rede de transporte. ENF 3 responsabilidade do operador da rede de distribuição de AT e MT. O método detalhado de cálculo do valor da ENF (e das suas diferentes parcelas) às redes de distribuição é efectuado de acordo com um protocolo estabelecido entre o operador da rede de transporte e o operador da rede de distribuição em AT e MT. TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE TIE (minutos) O indicador TIE traduz o tempo de interrupção do sistema com base no valor médio da potência anual. DEFINIÇÃO: Quociente entre a energia não fornecida num dado período e a potência média do diagrama de cargas nesse período em MWh/minuto, calculada a partir das energias totais fornecida e não fornecida em MWh, no mesmo período. ENF TIE = P me EF + ENF P me = T Sendo que: T período de tempo considerado, em minutos Pme potência média do diagrama de cargas no período considerado, em MWh/minuto EF energia Fornecida, em MWh 183