EDP Distribuição Energia, S.A. Rua Camilo Castelo Branco, LISBOA

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3 Errata ao Relatório da Qualidade de Serviço da EDP Distribuição de 2016 Na Página 41, na última linha da Tabela 4.1, deve ler-se: Indicador Geral e respetivo padrão Padrão (%) Valor 2015 (%) Valor 2016 (%) Percentagem de leituras com intervalo face à leitura anterior inferior ou igual a 96 dias Na Página 50, o Gráfico 4.8 passa a ser o seguinte: Jan. - Mar. Jan. - Jun. Jan. - Set. Jan. - Dez Na Página 64, na segunda linha da Tabela 6.3, deve ler-se: Reclamações Indicador Compensações pagas aos clientes pelo ORD Não cumprimento do tempo de resposta a reclamações N.º Incumprimentos N.º Exclusões N.º Compensações Montante ( )

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5 Índice Introdução... 1 Caracterização da rede de distribuição... 5 Ativos de rede... 5 Utilizadores das redes e entrega de energia a clientes finais... 6 Qualidade de Serviço de Âmbito Técnico Continuidade de Serviço na Rede AT Caracterização das interrupções Evolução dos indicadores gerais Incidentes mais significativos Conclusões AT Continuidade de Serviço na Rede MT Caracterização das interrupções Evolução dos indicadores gerais Cumprimento dos padrões gerais Incidentes mais significativos Conclusões MT Continuidade de Serviço na Rede BT Caracterização das interrupções Evolução dos indicadores gerais Cumprimento dos padrões gerais Conclusões BT Qualidade de Energia Elétrica Plano de monitorização da QEE Resultados de monitorização da QEE em subestações AT/MT Fenómenos contínuos de tensão Eventos de tensão... 33

6 Resultados de monitorização da QEE em postos de transformação de distribuição Ações de melhoria da QEE Subestações AT/MT Postos de transformação de distribuição Qualidade de Serviço Comercial Meios de atendimento Atendimento presencial Atendimento telefónico Pedidos de informação e reclamações Pedidos de informação Reclamações Serviços Serviços de ligação às redes Ativações de fornecimento Visita combinada Assistência técnica Frequência da leitura de equipamentos de medição em BTN Restabelecimento após interrupção por facto imputável ao cliente Eventos Excecionais Tempestade de 10 e 11 janeiro de Impacto nos indicadores de continuidade de serviço Impacto na QEE Impacto nos indicadores de qualidade de serviço comercial Tempestade de 14 e 15 fevereiro de Impacto nos indicadores de continuidade de serviço Impacto na QEE Impacto nos indicadores de qualidade de serviço comercial... 60

7 Outros Eventos Excecionais Compensações por incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço.. 63 Compensações de qualidade de serviço técnica Compensações de qualidade de serviço comercial Clientes com Necessidades Especiais e Clientes Prioritários Clientes com Necessidades Especiais Clientes prioritários Ações Relevantes para a Melhoria da Qualidade de Serviço Exploração dos ativos Comunicação com outros operadores de redes Apoio técnico a clientes Campanha A Qualidade de Serviço Cabe a Todos Sensibilização para a Necessidade de Manutenção de Postos de Transformação de Cliente Selo de Qualidade e Anexos Anexo 1 Caracterização das regiões NUTS III Anexo 2 Definições e Siglas

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11 Introdução O presente relatório analisa a qualidade de serviço prestada pela EDP Distribuição em termos da continuidade de serviço, qualidade da energia elétrica e qualidade de serviço comercial. Continuidade de Serviço No que concerne à continuidade de serviço das redes elétricas da EDP Distribuição, os valores dos indicadores obtidos em 2016 permitem afirmar que se mantém a tendência de melhoria sustentada registada nos últimos anos, tendo sido integralmente cumpridos os padrões estabelecidos no Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS). Em 2016, a continuidade de serviço, avaliada pelo indicador Tempo de Interrupção Equivalente da Potência Instalada em Média Tensão (TIEPI MT), registou, pelo 2.º ano consecutivo, o melhor valor de sempre, com 50 minutos. Este valor representa uma melhoria de cerca de 5% relativamente a 2015 (53 minutos) e de 17% relativamente ao registado em 2014 (60 minutos). Os resultados obtidos ao nível dos indicadores SAIDI MT e SAIDI BT, que traduzem a duração total acumulada média anual, das interrupções com duração superior a 3 minutos, nas redes de média e baixa tensão, também revelaram uma 1 melhoria muito significativa do desempenho da rede de distribuição, com valores totais de 71 minutos e 66 minutos, respetivamente. Estes valores correspondem, respetivamente, a melhorias de 5% e de 4% relativamente ao registado em 2015, e de 19% e de 10% relativamente a Decorrente das disposições constantes da regulamentação em vigor, o presente relatório apresenta uma análise comparativa dos resultados relativos ao desempenho das redes AT, MT e BT, por zonas de qualidade de serviço e por regiões NUTS (Nomenclature of Territorial Units for Statistics), de nível III, caracterizadas no Anexo 1. Qualidade de Energia Elétrica Na vertente da Qualidade de Energia Elétrica (QEE) são apresentados os principais resultados do plano bianual de monitorização , executado em 2016, em subestações AT/MT e em Postos de Transformação de Distribuição (PTD), bem como um breve resumo das principais ações de melhoria. De modo geral, os resultados obtidos permitem concluir que a tensão entregue pela EDP Distribuição está a cumprir os requisitos de regulamentação em vigor e em particular da norma NP EN

12 Qualidade de Serviço Comercial Em 2016, a EDP Distribuição prosseguiu o objetivo de melhoria do relacionamento com os utilizadores das redes não só no âmbito da qualidade de fornecimento da energia elétrica, mas também nos aspetos considerados de âmbito comercial, como sejam os atendimentos que disponibiliza e os serviços que presta enquanto operador de rede. No presente relatório é analisado o desempenho da EDP Distribuição através dos resultados obtidos nos indicadores estabelecidos no RQS 8 indicadores gerais 2 e 4 indicadores individuais. Os indicadores gerais visam avaliar o desempenho global dos operadores relativamente a determinado aspeto de relacionamento comercial, enquanto os indicadores individuais correspondem ao desempenho dos operadores perante cada utilizador individualmente considerado. Os resultados obtidos em 2016 no âmbito da Qualidade de Serviço Comercial podem considerar-se globalmente positivos, sendo de destacar a evolução favorável registada nos indicadores relativos ao atendimento presencial e serviços de ligação.

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15 MVA MVA 5 Caracterização da rede de distribuição Ativos de rede Em 31 de dezembro de 2016, as na rede da EDP Distribuição, eram os indicados na Tabela 2.1. instalações e os equipamentos em serviço, Subestações Nº de subestações Nº de transformadores Potência instalada (MVA) Linhas (incluindo ramais, em km) Aéreas AT (60/130 kv) MT (6/10/15/30 kv) Cabos subterrâneos AT (60/130 kv) MT (6/10/15/30 kv) Postos de Transformação de Distribuição Unidades Potência instalada (MVA) Redes BT (km) Aéreas Subterrâneas Tabela Ativos de rede da EDP Distribuição em exploração a 31 de dezembro de 2016 Nota: os dados apresentados incluem a rede em situação de reserva. Em 2016 estão incluídas 29 subestações MT/MT, 1 subestação MAT/AT/MT e 15 subestações móveis de recurso No final do ano de 2016 a potência instalada nas 434 subestações existentes era de MVA. Os Postos de Transformação de Distribuição (PTD) totalizavam no final do ano, com uma potência instalada de MVA, correspondendo a um aumento de 1,9% face ao ano anterior. Subestações Postos Transformação Distribuição Gráfico 2.1 Potência instalada em subestações e postos de transformação de distribuição

16 mil km mil Km 6 A rede AT tinha, no final de 2016, uma extensão de km, sendo km de rede aérea (94%). Quanto às redes MT e BT estavam em exploração, respetivamente, km e km, sendo que o peso da rede aérea no total da rede MT era de 80%, enquanto no caso da rede BT, a rede aérea representava 77% Redes Aéreas e Subterrâneas (AT) Aérea Gráfico 2.2 Extensão das redes aéreas e subterrâneas, por nível de tensão (mil km) Nas redes AT e MT verificou-se um aumento da extensão, com um crescimento de 0,9% e 0,4%, respetivamente, em relação a 2015 e na rede BT verificou-se um aumento de 0,4%. Subterrânea 0,4% Redes Aéreas e Subterrâneas (MT e BT) Aérea MT Subterrânea MT Aérea BT Subterrânea BT Utilizadores das redes e entrega de energia a clientes finais Em 31 de dezembro de 2016, a EDP Distribuição tinha cerca de 6,1 milhões de utilizadores das suas redes. Os consumidores de BT representavam 99,6% do número total de consumidores de eletricidade e pouco menos de metade do total da energia entregue pelas redes de distribuição a clientes finais. 48,1% 51,9% 99,6% MAT/AT/MT BT MAT/AT/MT BT Gráfico 2.3 Número de utilizadores de rede No Gráfico 2.5 é feita a caracterização em termos da distribuição do número total de clientes (mercado livre e mercado Gráfico 2.4 Energia entregue regulado) e consumos anuais por cliente final ( BT e Outros Níveis de Tensão ) para cada uma das regiões NUTS II 1. 1 NUTS II que correspondem às Comissões de Coordenação e Desenvolvimento Regional: Norte, Algarve, Centro, Grande Lisboa e Alentejo.

17 O Artigo 17.º do RQS consagra a existência de zonas de qualidade de serviço para efeitos de aplicação do regulamento, cuja classificação consta do Manual de Procedimentos da Qualidade de Serviço (MPQS). No Procedimento N.º 1 do MPQS são definidas para Portugal continental três zonas de qualidade de serviço (zonas A, B, 7 C), às quais estão associados diferentes padrões gerais de continuidade de serviço. No estabelecimento das zonas de qualidade de serviço para além de ser considerado que todas as capitais de Distrito são zonas A, a caracterização das restantes localidades tem em consideração o número de clientes 2. Norte 8,3 842,3 2019,5 3,7 Centro 7,4 940, ,4 3,1 Grande Lisboa 4, , ,4 3,4 Alentejo 3,7 712,7 474,5 3,7 Algarve 1,0 611,2 421,1 3,8 Legenda Milhares Clientes MAT/AT/MT Milhares Clientes BT MWh/Clientes MAT/AT/MT MWh/Clientes BT Gráfico 2.5 Caracterização do número de clientes e consumos anuais por regiões NUTS II 2 Zona A: capitais de distrito e localidades com mais de clientes; Zona B: localidades com um número de clientes compreendido entre e ; Zona C: restantes localidades.

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21 Qualidade de Serviço de Âmbito Técnico 11 Neste capítulo apresenta-se a caracterização da qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica, de âmbito técnico, em 2016, nas redes de distribuição em AT, MT e BT. Para o efeito, apresentam-se os principais indicadores de continuidade de serviço e de Qualidade de Energia Elétrica. A análise da continuidade de serviço por nível de tensão é apresentada nos pontos 3.1 a 3.3. Todos os valores apresentados neste relatório, relativamente à continuidade de serviço e à QEE, foram obtidos através de sistemas informáticos de registo, gestão de ocorrências e cálculo de indicadores, conforme procedimentos do RQS. Continuidade de Serviço na Rede AT Caracterização das interrupções Como balanço global da continuidade de serviço da rede AT, apresentam-se de seguida tabelas a caracterização das interrupções, acidentais e previstas, verificadas em Interrupções Acidentais AT Duração Origens das Interrupções Total Rede AT Outras Interrupções Acidentais Breves 1 seg t 3 min Interrupções Acidentais Longas t > 3 min TOTAL Tabela 3.1 Balanço da continuidade de serviço da rede AT Interrupções acidentais Interrupções Previstas AT Duração Origens das Interrupções Total Rede AT Outras Interrupções Previstas Breves 1 seg t 3 min Interrupções Previstas Longas t > 3 min TOTAL Tabela 3.2 Balanço da continuidade de serviço da rede AT Interrupções previstas Nota: - Na coluna Outras estão contabilizadas todas as interrupções verificadas na rede AT, que tiveram origem noutras redes ou instalações, nomeadamente RNT, rede MT e clientes AT. Os gráficos seguintes ilustram a distribuição de interrupções acidentais e previstas na rede AT, considerando as respetivas durações e origens Interrupções Acidentais Interrupções Acidentais Interrupções Previstas Interrupções Previstas Breves Longas Breves Longas Rede AT Outras Rede AT Outras Gráfico 3.1 Distribuição de interrupções na rede AT, por origem, dos tipos acidentais e previstas

22 ACIDENTAIS PREVISTAS Focando a análise nas interrupções acidentais longas, verifica-se que 98% destas interrupções tiveram origem na rede AT e 2% nas restantes redes. As interrupções longas, de todas as origens e de ambos os tipos, acidentais e 12 previstas, correspondem a 68% do total de interrupções verificadas na rede AT e são resultantes predominantemente de causas Próprias (33,7%), Acordo com o cliente (30,9%) e Outras redes ou instalações (29,7%), conforme se verifica no gráfico seguinte. Previstas Acidentais CAUSAS N.º Interrupções AT Razões de interesse público 0 Razões de serviço 4 Facto imputável ao cliente 0 Acordo com o cliente 131 Outras redes ou instalações 126 Razões de segurança 1 Casos fortuitos 1 Casos de força maior 14 Próprias 143 Outras redes ou instalações 4 TOTAL 424 RAZÕES DE INTERESSE PÚBLICO RAZÕES DE SERVIÇO FACTO IMPUTÁVEL AO CLIENTE ACORDO COM O CLIENTE OUTRAS REDES OU INSTALAÇÕES RAZÕES DE SEGURANÇA FORTUITOS FORÇA MAIOR PRÓPRIAS OUTRAS REDES OU INSTALAÇÕES % 0,9% % 0,2% 0,2% 3,3% 0,9% Tabela 3.3 & Gráfico 3.2 Nº de interrupções longas, acidentais e previstas, AT 30,9% 29,7% 33,7% Evolução dos indicadores gerais Apresentam-se seguidamente os valores globais dos indicadores SAIFI AT, SAIDI AT e MAIFI AT, bem como a sua discriminação por zonas de qualidade de serviço e regiões NUTS III 3, resultantes de interrupções longas, acidentais e previstas. SAIFI AT (nº) SAIDI AT (min) MAIFI AT (nº) Indicadores Ano 2015 Ano 2016 ZONA A ZONA B ZONA C Acidentais 0,21 0,27 0,11 0,22 5 0,13 0,25 0,30 Previstas Acidentais 16,57 109,72 15,30 23,09 3,37 5,61 19,04 132,48 Previstas 1,63 0, ,00 0,50 Acidentais 0,98 1,46 0,11 0,89 0,32 0,71 1,14 1,63 Previstas Tabela 3.4 Indicadores da rede AT globais e por zonas de qualidade de serviço Analisando os resultados obtidos por regiões NUTS III 3 em termos de SAIFI AT e SAIDI AT, de interrupções longas acidentais e previstas (Gráficos 3.3 e 3.4), verifica-se 3 Na página da EDP Distribuição constam os valores dos indicadores de continuidade de serviço por concelho nica/pages/continuidadedeservi%c3%a7o.aspx

23 que Alentejo Central, Alentejo Litoral, Alto Alentejo, Cávado e Lezíria do Tejo registaram 0 interrupções, em linha com o verificado em Nas regiões Alto Alentejo e Lezíria do Tejo, além de não se registarem interrupções longas, também não foram registadas interrupções breves (Gráfico 3.5). 13 No caso do indicador SAIFI AT (Gráfico 3.3), verifica-se que em 6 regiões foram registadas melhorias significativas, relativamente a 2015, com variações entre -25% e -78%, sendo que, em 5 regiões, se mantiveram os valores registados no ano anterior. Foram registados resultados menos favoráveis em 12 regiões. ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE 0,3 0,8-70% ALTO ALENTEJO ALTO MINHO 0,2 0,5-56% ALTO TÂMEGA 0,1 0,3 140% ÁREA METROPOLITANA DE LISBOA 0,1 ÁREA METROPOLITANA DO PORTO AVE 0,2 0,2 0,4 0,4 109% 82% BAIXO ALENTEJO 0,1 0,4-78% BEIRA BAIXA 0,5 BEIRAS E SERRA DA ESTRELA 0,2 0,2 23% CÁVADO DOURO 0,2 0,1-25% LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO 0,5 0,9-38% OESTE 0,1 0,3 220% REGIÃO DE AVEIRO 0,4 REGIÃO DE COIMBRA 0,1 0,3 160% REGIÃO DE LEIRIA 0,1 TERRAS DE TRÁS-OS-MONTES 0,3 TÂMEGA E SOUSA 0,1 0,4 250% VISEU DÃO LAFÕES 0,2 0,4-43% 0 0,20 0,40 0,60 0,80 1, Gráfico 3.3 Indicador SAIFI AT (n.º) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2015 (%) No caso do indicador SAIDI AT (Gráfico respetivamente. Em 5 regiões mantiveram- 3.4) verificou-se uma melhoria significativa, se os valores registados no ano anterior. relativamente a 2015, em 2 regiões, Algarve Foram registados resultados menos e Baixo Alentejo, de -89% e de -86%, favoráveis em 16 regiões.

24 14 ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE ALTO ALENTEJO ALTO MINHO ALTO TÂMEGA ÁREA METROPOLITANA DE LISBOA ÁREA METROPOLITANA DO PORTO AVE BAIXO ALENTEJO BEIRA BAIXA BEIRAS E SERRA DA ESTRELA CÁVADO DOURO LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO OESTE REGIÃO DE AVEIRO REGIÃO DE COIMBRA REGIÃO DE LEIRIA TERRAS DE TRÁS-OS-MONTES TÂMEGA E SOUSA VISEU DÃO LAFÕES 77,4 8,8 2,4 23,1 0,4 1,0 13,3 39,8 15,4 15,1 2,1 8,0 2,3 143,0 3,2 84,2 29,8 38,3 0,4 3,2 34,5 17,5 86,4 0,5 187,6 110,9 231,1 29,7 323,5 318,4 409,8-89% -86% 872% % 199% 2000% 6177% 2559% 29% 773% 393% 108% 971% Gráfico 3.4 Indicador SAIDI AT (min) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2015 (%) O indicador MAIFI AT (Gráfico 3.5) registou uma melhoria, relativamente a 2015, em 4 regiões, com variações compreendidas entre -5% e -33%. Em 4 regiões mantiveram-se os valores registados no ano anterior. Foram registados resultados menos favoráveis em 15 regiões.

25 15 ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE ALTO ALENTEJO ALTO MINHO ALTO TÂMEGA ÁREA METROPOLITANA DE LISBOA ÁREA METROPOLITANA DO PORTO AVE BAIXO ALENTEJO BEIRA BAIXA BEIRAS E SERRA DA ESTRELA CÁVADO DOURO LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO OESTE REGIÃO DE AVEIRO REGIÃO DE COIMBRA REGIÃO DE LEIRIA TERRAS DE TRÁS-OS-MONTES TÂMEGA E SOUSA VISEU DÃO LAFÕES 3,0 3,0 0,2 0,7 1,1 1,0 0,5 1,9 0,9 2,6 0,3 0,3 0,3 1,1 0,7 0,5 0,6 0,7 0,3 1,0 2,4 1,6 0,3 2,0 1,0 0,9 0,1 0,7 0,8 0,6 0,7 0,4 0,4 1,8 3,1 2,3 2,5 2,6 3,9 4,3 5,0-5% -18% -33% -11% 0% 300% 286% 170% 20% 276% 30% 300% 500% 68% 0% 10% 9% 0% 114% 71% 53% 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6, Gráfico 3.5 Indicador MAIFI AT (n.º) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2015 (%) Incidentes mais significativos A intempérie verificada nos dias 10 e 11 de janeiro de 2016, que afetou especialmente a região Norte do País, bem como o temporal dos dias 14 e 15 de fevereiro de 2016, foram os incidentes com impacto mais significativo na rede AT. Conclusões AT Os resultados apresentados para a rede AT, nomeadamente ao nível do SAIDI AT (110,13 min), não correspondem a uma degradação efetiva da continuidade de serviço aos clientes alimentados pela rede AT. Este significativo aumento do SAIDI AT resulta diretamente da indisponibilidade de linhas AT a partir das quais são ligadas instalações de produção (105,43 min), tais como parques eólicos instalados em locais remotos, nos meses de fevereiro e novembro de 2016, em resultado da elevada intensidade de neve e gelo.

26 Focando a análise do desempenho da rede de distribuição na alimentação de instalações de utilização, verifica-se que a rede AT mantém um elevado desempenho, com um SAIDI AT de apenas 4,7 min. 16 Continuidade de Serviço na Rede MT Caracterização das interrupções Analisando a rede MT, apresenta-se, de seguida, uma caracterização das interrupções, acidentais e previstas, verificadas em Interrupções Acidentais MT Duração Origens das Interrupções Rede MT Outras Interrupções Acidentais Breves 1 seg t 3 min Interrupções Acidentais Longas t > 3 min TOTAL Tabela 3.5 Balanço da continuidade de serviço da rede MT Interrupções acidentais Interrupções Previstas MT Duração Origens das Interrupções Rede MT Outras Interrupções Previstas Breves 1 seg t 3 min Interrupções Previstas Longas t > 3 min TOTAL Tabela 3.6 Balanço da continuidade de serviço da rede MT Interrupções previstas Nota: - Na coluna Outras estão contabilizadas todas as interrupções verificadas na rede MT, que tiveram origem noutras redes ou instalações, nomeadamente RNT, rede AT, rede BT e clientes MT. Total Total Os gráficos seguintes ilustram a distribuição de interrupções acidentais e previstas na rede MT, tendo em consideração as respetivas durações e origens Interrupções Acidentais Interrupções Acidentais Interrupções Previstas Interrupções Previstas Breves Longas Breves Longas Rede MT Outras Rede MT Outras Gráfico 3.6 Distribuição de interrupções na rede MT, por origem, dos tipos acidentais e previstas Focando a análise nas interrupções acidentais longas, verifica-se que 97% destas interrupções têm origem na rede MT e 3% têm origem nas restantes redes. As interrupções longas, de todas as origens e de ambos os tipos, acidentais e previstas, correspondem a 39,6% do total de interrupções verificadas na rede MT e são resultantes predominantemente de causas Próprias (89%), conforme se verifica no gráfico seguinte.

27 Minutos ACIDENTAIS PREVISTAS 17 Previstas Acidentais CAUSAS N.º Interrupções MT Razões de interesse público 0 Razões de serviço 40 Facto imputável ao cliente 9 Acordo com o cliente 57 Outras redes ou instalações 29 Razões de segurança 5 Casos fortuitos 130 Casos de força maior 110 Próprias Outras redes ou instalações 208 TOTAL Evolução dos indicadores gerais Tabela 3.7 & Gráfico 3.7 Nº interrupções longas, acidentais e previstas, MT Apresentam-se seguidamente, para a rede de distribuição, os valores globais dos indicadores SAIFI MT, SAIDI MT, TIEPI MT, END MT e MAIFI MT, bem como a sua discriminação por zonas de qualidade de serviço e regiões NUTS III 4, resultantes de interrupções longas acidentais e previstas. RAZÕES DE INTERESSE PÚBLICO RAZÕES DE SERVIÇO FACTO IMPUTÁVEL AO CLIENTE ACORDO COM O CLIENTE OUTRAS REDES OU INSTALAÇÕES RAZÕES DE SEGURANÇA CASOS FORTUITOS CASOS DE FORÇA MAIOR PRÓPRIAS OUTRAS REDES OU INSTALAÇÕES No Gráfico 3.8 apresenta-se a evolução mensal acumulada do TIEPI MT, para interrupções longas, acidentais e previstas, nos últimos 7 anos. Em 2016, registou-se uma melhoria significativa do desempenho da rede MT, evidenciada por uma redução de cerca de 5%, no indicador TIEPI MT, relativamente a % 0,7% 0,2% 1,1% 0,5% 0,1% 2,4% 2,1% 3,9% 89,0% JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Gráfico 3.8 Evolução mensal acumulada TIEPI MT (Interrupções Previstas e Acidentais) 4 Na página da EDP Distribuição constam os valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço por concelho ureza_tecnica/pages/continuidadedeservi%c3%a7o.aspx

28 Minutos No Gráfico 3.9 apresenta-se a evolução mensal do SAIDI MT, para interrupções longas, acidentais e previstas, nos últimos 7 18 anos. Em 2016, também se registou, neste indicador, uma melhoria considerável de cerca de 4% relativamente a JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Gráfico 3.9 Evolução mensal acumulada SAIDI MT Analisando o desempenho da rede MT, constata-se uma melhoria nos indicadores TIEPI MT, END MT e SAIDI MT face ao verificado em 2015 (Tabela 3.8) TIEPI MT (min) END MT (MWh) SAIFI MT (nº) SAIDI MT (min) MAIFI MT (nº) Indicadores Ano 2015 Ano 2016 Acidentais 52,54 49,90 Previstas 0,12 9 Acidentais 3 529, ,49 Previstas 8,07 5,83 Acidentais 1,63 1,68 Previstas Acidentais 74,30 71,20 Previstas 0,14 0,16 Acidentais 10,18 10,33 Previstas 2 2 Tabela 3.8 & Gráfico 3.10 Indicadores da rede MT e variação 2016/2015 (%) Analisando os indicadores MT por zona de qualidade de serviço (Tabela 3.9), constata-se que, nas zonas B e C, a TIEPI MT -5% END MT -3% SAIDI MT -4% generalidade dos indicadores apresenta uma melhoria face a MAIFI MT 2% SAIFI MT 3% INDICADORES ZONA A ZONA B ZONA C TIEPI MT Acidentais 24,25 27,66 49,12 43,88 69,18 65,27 (min) Previstas ,22 0,13 END MT Acidentais (MWh) Previstas 0,46 0 0,77 1,69 6,84 4,14 SAIFI MT Acidentais 0,69 0,96 1,26 1,27 1,93 1,96 (nº) Previstas SAIDI MT Acidentais 34,31 33,45 58,68 52,65 87,17 84,68 (min) Previstas ,12 0,21 0,20 MAIFI MT Acidentais 2,00 2,30 5,89 5,88 13,18 13,37 (nº) Previstas Tabela 3.9 Indicadores da rede MT por zona de qualidade de serviço

29 Analisando os resultados obtidos por regiões NUTS III (Gráficos 3.11 a 3.15), verifica-se que num número significativo de regiões foi registada uma melhoria nos indicadores em relação a No caso do indicador TIEPI MT (Gráfico 3.11) foi registada, em 13 das 23 regiões, uma melhoria compreendida entre -2% e - 40% em relação a ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE ALTO ALENTEJO ALTO MINHO ALTO TÂMEGA ÁREA METROPOLITANA DE LISBOA ÁREA METROPOLITANA DO PORTO AVE BAIXO ALENTEJO BEIRA BAIXA BEIRAS E SERRA DA ESTRELA CÁVADO DOURO LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO OESTE REGIÃO DE AVEIRO REGIÃO DE COIMBRA REGIÃO DE LEIRIA TERRAS DE TRÁS-OS-MONTES TÂMEGA E SOUSA VISEU DÃO LAFÕES 63,0 88,0 112,3 88,4 74,8 56,5 39,2 67,2 83,0 93,2 88,8 38,6 35,3 37,3 34,6 48,8 61,9 87,9 54,2 54,6 76,1 34,4 45,9 37,0 33,8 82,2 104,8 91,7 57,8 57,8 53,6 65,1 77,5 66,1 39,9 49,9 48,8 61,4 41,8 61,4 87,3 45,1 53,0 54,6 34, % -31% -5% -9% -7% -38% -8% -37% -7% -40% -2% -32% -36% 40% 60% 24% 27% 39% 34% 27% 19% 42% 18% Gráfico 3.11 Indicador TIEPI MT (min) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2015 (%) No caso do indicador END MT (Gráfico 3.12) foi registada, em 12 das 23 regiões, uma melhoria deste indicador em relação a A Lezíria do Tejo foi a região que registou a melhoria mais significativa (-37%).

30 20 ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE ALTO ALENTEJO ALTO MINHO ALTO TÂMEGA ÁREA METROPOLITANA DE LISBOA ÁREA METROPOLITANA DO PORTO AVE BAIXO ALENTEJO BEIRA BAIXA BEIRAS E SERRA DA ESTRELA CÁVADO DOURO LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO OESTE REGIÃO DE AVEIRO REGIÃO DE COIMBRA REGIÃO DE LEIRIA TERRAS DE TRÁS-OS-MONTES TÂMEGA E SOUSA VISEU DÃO LAFÕES 90,2 124,2 99,9 159,1 357,8 306,0 62,0 42,8 86,6 107,7 53,6 53,4 454,2 432,2 131,2 170,7 97,8 62,3 36,8 53,1 54,4 72,7 82,1 78,7 96,9 124,5 211,0 132,8 104,9 96,5 166,2 198,7 189,1 120,3 126,6 127,7 138,1 95,9 40,7 58,8 89,2 106,5 89,9 60,2 678,6 636,5-14% -31% 0% -6% -5% -36% -4% -37% -8% -36% -31% -33% 1% 38% 59% 24% 30% 45% 34% 28% 20% 44% 19% Gráfico 3.12 Indicador END MT (MWh) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2015 (%) No caso do indicador SAIFI MT (Gráfico 3.13), foi registada, em 12 das 23 regiões, uma melhoria compreendida entre -1% e -40% em relação a 2015.

31 21 ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE ALTO ALENTEJO ALTO MINHO ALTO TÂMEGA ÁREA METROPOLITANA ÁREA METROPOLITANA AVE BAIXO ALENTEJO BEIRA BAIXA BEIRAS E SERRA DA CÁVADO DOURO LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO OESTE REGIÃO DE AVEIRO REGIÃO DE COIMBRA REGIÃO DE LEIRIA TERRAS DE TRÁS-OS- TÂMEGA E SOUSA VISEU DÃO LAFÕES 2,4 3,3 2,2 2,2 1,8 1,7 1,9 2,6 2,8 2,3 1,0 1,2 0,9 1,0 1,5 1,8 2,1 3,1 2,1 3,3 1,7 1,7 1,2 0,7 2,2 2,2 2,1 2,1 1,6 1,1 1,9 2,2 1,8 1,3 1,6 1,5 1,6 1,4 2,5 2,8 1,3 1,0 1,3 1,0 4,4 4,3-1% -6% -19% -1% -40% -4% -30% -27% -7% -11% -23% -22% 38% 1% 32% 17% 9% 20% 45% 56% 0% 14% 13% Gráfico 3.13 Indicador SAIFI MT (n.º) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2015 (%) No caso do indicador SAIDI MT (Gráfico 3.14) foi registada, em 11 das 23 regiões, uma melhoria em relação a 2015, compreendida entre -2% e -47%.

32 22 ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE ALTO ALENTEJO ALTO MINHO ALTO TÂMEGA ÁREA METROPOLITANA DE LISBOA ÁREA METROPOLITANA DO PORTO AVE BAIXO ALENTEJO BEIRA BAIXA BEIRAS E SERRA DA ESTRELA CÁVADO DOURO LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO OESTE REGIÃO DE AVEIRO REGIÃO DE COIMBRA REGIÃO DE LEIRIA TERRAS DE TRÁS-OS-MONTES TÂMEGA E SOUSA VISEU DÃO LAFÕES 82,2 107,0 149,3 167,5 117,3 114,9 75,7 56,4 97,5 119,9 138,2 125,3 50,2 45,2 44,1 42,1 60,4 71,9 121,8 64,1 71,7 106,4 50,9 61,8 47,8 41,4 107,5 133,5 100,5 74,2 71,0 71,2 83,6 95,7 85,4 51,2 68,4 74,0 85,2 53,1 90,8 99,8 54,0 63,5 80,3 56,1-2% -25% -9% -10% -4% -47% -13% -26% -40% -38% -30% 30% 12% 23% 19% 48% 22% 24% 0% 15% 8% 10% 18% Gráfico 3.14 Indicador SAIDI MT (min) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2015 (%) Em linha com o verificado para o SAIFI MT, no caso do indicador MAIFI MT (Gráfico Gráfico 3.15), foi registada, em 11 das 23 regiões, uma melhoria em relação a 2015, compreendida entre -2% e -20%.

33 23 ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE ALTO ALENTEJO ALTO MINHO ALTO TÂMEGA ÁREA METROPOLITANA DE LISBOA ÁREA METROPOLITANA DO PORTO AVE BAIXO ALENTEJO BEIRA BAIXA BEIRAS E SERRA DA ESTRELA CÁVADO DOURO LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO OESTE REGIÃO DE AVEIRO REGIÃO DE COIMBRA REGIÃO DE LEIRIA TERRAS DE TRÁS-OS-MONTES TÂMEGA E SOUSA VISEU DÃO LAFÕES 2,9 2,79 4,1 4,08 6,5 6,96 21,5 27,52 30,2 32,23 9,6 11,43 19,7 19,32 11,7 13,34 11,9 15,75 25,7 23,55 16,9 21,06 14,9 11,92 4,6 5,10 16,4 17,49 14,9 13,92 9,7 9,06 9,3 10,24 8,9 7,34 9,5 9,20 11,4 9,41 27,7 22,58 6,6 7,98 9,6 10,38-20% -17% -18% -18% -2% -5% -2% -8% -7% -6% -4% 28% 7% 19% 14% 32% 7% 25% 12% 6% 10% 22% 8% Gráfico 3.15 Indicador MAIFI MT (n.º) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2014 Cumprimento dos padrões gerais Conforme estabelecido na Diretiva N.º 20/2013, Parâmetros de Regulação da Qualidade de Serviço do setor elétrico, apresentam-se de seguida os padrões gerais de continuidade de serviço estabelecidos para os indicadores SAIFI MT e SAIDI MT e os respetivos valores atingidos pela rede MT em Indicadores Zonas de qualidade de serviço A B C Padrão Real Padrão Real Padrão Real SAIFI MT (n.º) 3 0,96 5 1,27 7 1,96 SAIDI MT (min) , , ,68 Tabela 3.10 Cumprimento dos padrões gerais de continuidade de serviço na rede MT

34 SAIFI MT (nº) SAIDI MT (min) A B C A B C Zona QS Padrão Valor Atingido Zona QS Gráfico 3.16 Cumprimento dos padrões gerais de continuidade de serviço na rede MT Da observação dos valores apresentados na Tabela 3.10 e na sua representação gráfica (Gráfico 3.16), conclui-se que foram integralmente cumpridos todos os padrões gerais de continuidade de serviço estabelecidos na referida Diretiva para as diferentes zonas de qualidade de serviço. Incidentes mais significativos Como já referido em 3.1.3, a intempérie verificada nos dias 10 e 11 de janeiro de 2016, que afetou especialmente o Norte do País, bem como o temporal dos dias 14 e 15 de fevereiro de 2016, foram os incidentes mais significativos registados no ano de Estes incidentes de grande impacto encontram-se devidamente caracterizados no capítulo Eventos Excecionais. Um outro incidente de grande impacto ocorreu no dia 5 de setembro de 2016 em Sines, que resultou numa END MT Conclusões MT Os indicadores de continuidade de serviço apresentados evidenciam uma melhoria do desempenho da rede de distribuição MT em 2016, apesar de se terem verificado condições atmosféricas desfavoráveis em Portugal continental, em particular no início do ano. Analisando os resultados obtidos por regiões NUTS III, verifica-se que num número significativo destas regiões foi registada uma melhoria nos indicadores de continuidade de serviço comparativamente ao registado em Continuidade de Serviço na Rede BT Caracterização das interrupções Como balanço global da continuidade de serviço da rede BT apresenta-se uma caracterização das interrupções longas, acidentais e previstas, verificadas em de 77,1 MWh.

35 ACIDENTAIS PREVISTAS 25 Interrupções BT Rede BT Origens Instalação Cliente BT Interrupções Acidentais Interrupções Previstas TOTAL Interrupções Acidentais Rede BT Interrupções Previstas Instalação Cliente BT Tabela 3.11 & Gráfico 3.17 Distribuição de interrupções longas na rede BT, por origem, dos tipos acidentais e previstas De realçar o elevado número de interrupções acidentais com origem nas instalações dos clientes comparativamente com as registadas nas redes da EDP Distribuição, representando 82% do total de interrupções (acidentais e previstas). Analisando as interrupções longas BT, com origem nos vários níveis de tensão, verifica-se que as causas Próprias contribuem com cerca de 91% para o total das interrupções BT. Previstas Acidentais CAUSAS N.º Interrupções BT Razões de interesse público 0 Razões de serviço 564 Facto imputável ao cliente 5 Acordo com o cliente 361 Outras redes ou instalações 20 Razões de segurança 2 Casos fortuitos Casos de força maior 268 Próprias Outras redes ou instalações 104 TOTAL RAZÕES DE INTERESSE PÚBLICO RAZÕES DE SERVIÇO FACTO IMPUTÁVEL AO CLIENTE ACORDO COM O CLIENTE OUTRAS REDES OU INSTALAÇÕES RAZÕES DE SEGURANÇA CASOS FORTUITOS CASOS DE FORÇA MAIOR PRÓPRIAS OUTRAS REDES OU INSTALAÇÕES % 2,0% % 1,3% 0,1% % 4,7% 1,0% 0,4% 90,6% Tabela 3.12 & Gráfico 3.18 Nº interrupções longas, acidentais e previstas, BT Evolução dos indicadores gerais a sua discriminação por zonas de qualidade Apresentam-se seguidamente, para a de serviço e regiões NUTS III 5, resultantes de rede de distribuição, os valores globais dos interrupções longas acidentais e previstas. indicadores SAIFI BT e SAIDI BT, bem como 5 Na página da EDP Distribuição constam os valores dos indicadores de continuidade de serviço por concelho nica/pages/continuidadedeservi%c3%a7o.aspx

36 Analisando o desempenho da rede BT, constata-se uma melhoria significativa do 26 indicador SAIDI BT face ao verificado em 2015 (Tabela 3.13). SAIFI BT (nº) SAIDI BT (min) Indicadores Ano 2015 Ano 2016 Acidentais 1,44 1,45 Previstas 2 1 Acidentais 66,22 64,08 Previstas 2,44 1,91 SAIDI BT -4% SAIFI BT 0,4% Tabela 3.13 & Gráfico 3.19 Indicadores da rede BT e variação 2016/2015 (%) Na Tabela 3.14, apresentam-se os indicadores por zona de qualidade de serviço. INDICADORES ZONA A ZONA B ZONA C SAIFI BT Acidentais 0,78 0,92 1,16 1,18 1,94 1,89 (nº) Previstas SAIDI BT Acidentais 35,63 38,18 51,66 48,37 90,42 87,04 (min) Previstas 2,28 1,12 2,99 2,60 2,15 1,83 Tabela 3.14 Indicadores da rede BT por zona de qualidade de serviço Verifica-se uma melhoria do indicador SAIDI BT, por zona de qualidade de serviço, relativamente a 2015, nas zonas B e C. Analisando os resultados obtidos por regiões NUTS III (Gráficos 3.20 e 3.21), verifica-se que, em algumas regiões, foi registada uma melhoria significativa em todos os indicadores de continuidade de serviço, quando comparados com o registado em No caso do indicador SAIFI BT (Gráfico 3.20) foi registada, em 12 das 23 regiões, uma melhoria em relação a 2015, compreendida entre -2% e -35%.

37 27 ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE ALTO ALENTEJO ALTO MINHO ALTO TÂMEGA ÁREA METROPOLITANA DE LISBOA ÁREA METROPOLITANA DO PORTO AVE BAIXO ALENTEJO BEIRA BAIXA BEIRAS E SERRA DA ESTRELA CÁVADO DOURO LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO OESTE REGIÃO DE AVEIRO REGIÃO DE COIMBRA REGIÃO DE LEIRIA TERRAS DE TRÁS-OS-MONTES TÂMEGA E SOUSA VISEU DÃO LAFÕES 1,9 2,8 3,6 2,0 1,9 1,6 1,5 1,9 2,3 2,8 2,1 1,0 1,1 0,9 1,0 1,5 1,9 2,0 3,4 2,0 2,9 1,6 1,6 1,1 0,7 2,0 1,9 2,2 2,3 1,7 1,3 1,8 2,1 1,8 1,2 1,6 1,4 1,7 1,5 2,4 2,6 1,4 1,1 1,3 1,1 4,1-8% -5% -25% -2% -35% -3% -25% -30% -14% -11% -25% -22% 12% 21% 2% 12% 21% 3% 20% 10% 47% 64% 46% 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4, Gráfico 3.20 Indicador SAIFI BT (n.º) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2015 (%) Relativamente ao indicador SAIDI BT (Gráfico 3.21) foi registada, em 12 das 23 regiões, uma melhoria compreendida entre -3% e -37% em relação a 2015.

38 28 ALENTEJO CENTRAL ALENTEJO LITORAL ALGARVE ALTO ALENTEJO ALTO MINHO ALTO TÂMEGA ÁREA METROPOLITANA DE LISBOA ÁREA METROPOLITANA DO PORTO AVE BAIXO ALENTEJO BEIRA BAIXA BEIRAS E SERRA DA ESTRELA CÁVADO DOURO LEZÍRIA DO TEJO MÉDIO TEJO OESTE REGIÃO DE AVEIRO REGIÃO DE COIMBRA REGIÃO DE LEIRIA TERRAS DE TRÁS-OS-MONTES TÂMEGA E SOUSA VISEU DÃO LAFÕES 63,8 73,2 115,2 101,7 94,9 67,7 56,6 99,3 107,4 135,0 124,2 52,5 46,8 46,2 46,7 60,8 76,2 81,6 65,2 73,4 99,4 53,2 56,4 49,1 42,8 101,2 122,4 95,4 92,6 83,8 80,2 84,5 98,5 84,3 53,1 75,6 64,3 101,4 65,7 81,4 87,8 60,3 72,4 78,8 53,6 189,9-7% -16% -8% -11% -20% -13% -3% -4% -37% -15% -35% -32% 15% 65% 8% 1% 25% 35% 6% 21% 17% 8% 20% Gráfico 3.21 Indicador SAIDI BT (min) por regiões NUTS III e respetiva variação 2016/2015 (%) Cumprimento dos padrões gerais Conforme estabelecido na Diretiva n.º 20/2013, Parâmetros de Regulação da Qualidade de Serviço do setor elétrico, apresentam-se de seguida os padrões gerais de continuidade de serviço estabelecidos para os indicadores SAIFI BT e SAIDI BT e os respetivos valores atingidos pela rede BT em Indicadores Zonas de qualidade de serviço A B C Padrão Real Padrão Real Padrão Real SAIFI BT (nº) 3 0,92 5 1,18 7 1,89 SAIDI BT (min) , , ,04 Tabela Cumprimento dos padrões gerais de continuidade de serviço na rede BT

39 SAIFI BT (nº) SAIDI BT (min) A B C A B C Zona QS Padrão Valor Atingido Zona QS Gráfico 3.22 Cumprimento dos padrões gerais de continuidade de serviço na rede BT Da observação dos valores apresentados, na Tabela 3.15 e na sua representação gráfica (Gráfico 3.22), podese concluir que foram integralmente cumpridos todos os padrões gerais de continuidade de serviço estabelecidos na referida Diretiva para as diferentes zonas de qualidade de serviço. Conclusões BT À semelhança do que foi referido, sobre o comportamento da rede MT, também ao nível da rede BT foi registada uma significativa melhoria dos indicadores de continuidade de serviço face ao verificado em 2015 nas Zonas B e C. Qualidade de Energia Elétrica A EDP Distribuição, como operador de rede de distribuição totalmente comprometido em fornecer um elevado nível de qualidade de serviço, tem vindo a monitorizar sistematicamente a QEE da rede de distribuição, desde o ano Para o efeito, a EDP Distribuição tem vindo a desenvolver um ambicioso programa de monitorização da QEE, suportado numa plataforma tecnológica, que assegura: O cumprimento dos requisitos regulamentares; A caracterização da QEE na rede de distribuição, suportando a implementação de ações de melhoria contínua; A identificação do impacto de eventuais perturbações de tensão nos processos de clientes potencialmente sensíveis, apoiando-os tecnicamente na identificação de possíveis soluções. Neste capítulo, referente à vertente QEE, é apresentada informação sobre o programa de monitorização, nomeadamente quanto à execução do Plano de Monitorização da QEE durante o ano de 2016, sobre os resultados das monitorizações efetuadas de acordo com o referido plano, bem como a análise dos principais resultados obtidos. Decorrente da aplicação do RQS, mais concretamente do Procedimento n.º 8 do

40 MPQS, o plano de monitorização da QEE da Rede Nacional de Distribuição (RND) deveria incluir a monitorização de, pelo menos, 70 subestações (SE) AT/MT em 1 de janeiro de 2014, com um mínimo de 40 em monitorização permanente. A evolução do número de SE AT/MT com monitorização permanente deve registar um acréscimo anual mínimo de 7. Nas SE não abrangidas por este tipo de monitorização, a monitorização pode ser efetuada através de campanhas periódicas, com períodos mínimos de medição de um ano. O mesmo Procedimento estabelece que nos concelhos em que operador da RND tenha também a concessão de ORD de BT, a monitorização da QEE deve ser efetuada num período máximo de quatro anos nos barramentos BT de, pelo menos, dois PTD de cada concelho, através de campanhas periódicas com uma duração mínima de três meses. Neste contexto, a EDP Distribuição assegura a execução de um plano bianual de monitorização de um conjunto de pontos selecionados da rede de distribuição. A seleção dos pontos teve em consideração uma distribuição geográfica equilibrada, bem como a identificação dos clientes mais suscetíveis a variações da qualidade de tensão. Desta forma, são analisadas as características de tensão registadas durante 30 as campanhas de monitorização de acordo com o estipulado pela norma NP EN Nos termos estabelecidos no Artigo 27.º do RQS e no Procedimento n.º 8 do MPQS, a EDP Distribuição submeteu à aprovação da ERSE o Plano de Monitorização da QEE para o biénio , identificando os PTD e as SE AT/MT a monitorizar em regime temporário ou permanente, bem como os respetivos critérios de seleção considerados. O referido plano de monitorização, devidamente aprovado pela ERSE, encontra-se disponível na página da EDP Distribuição 6. Plano de monitorização da QEE Durante o ano de 2016, foram monitorizadas as seguintes instalações, de acordo com o Plano de Monitorização da QEE, definido para a RND em MT e rede de distribuição em BT, para o biénio : 30 SE AT/MT (60 barramentos MT), em monitorização periódica - anual; 54 SE AT/MT (80 barramentos MT), em monitorização permanente; 168 PTD, em monitorização periódica - trimestral. Na caracterização do grau de cumprimento da execução do plano, no 6 eza_tecnica/pages/qualidadedeenergiael%c3%a9trica.aspx

41 período em análise, destacam-se as seguintes conclusões: cumprimento do número total de monitorizações previstas, para SE AT/MT e PTD; todos os pontos de medição respeitaram o respetivo tempo máximo de não medição estipulado. Considerando que num período máximo de 4 anos deve ser efetuada a monitorização da QEE nos barramentos BT de, pelo menos, 2 PTD de cada concelho (total de 278 concelhos em Portugal 31 continental), os 504 PTD monitorizados nos dois anos de vigência do anterior plano de monitorização e no primeiro ano de vigência do atual plano correspondem já a cerca de 82% do universo regulamentar previsto para os 4 anos: Tendo por base o universo global de subestações AT/MT em exploração em 2016, estiveram em monitorização anual cerca de 22% de subestações e cerca de 14% em monitorização permanente, num total de 36%. Gráfico SE AT/MT com monitorização da QEE em 2016

42 Resultados de monitorização da QEE em subestações AT/MT Os resultados das monitorizações efetuadas, de acordo com o Plano de Monitorização da QEE, em subestações da rede de distribuição, encontram-se disponíveis na página da EDP Distribuição 7. Numa análise global, os resultados obtidos permitem classificar, como de nível elevado, a qualidade de energia observada nos pontos de medida, salientando-se a percentagem extremamente elevada de valores conformes. Fenómenos contínuos de tensão Para a avaliação das características de tensão, em regime permanente, foram considerados todos os registos de tensão, efetuados em intervalos de 10 minutos (10 segundos no caso da frequência), com as seguintes exceções: intervalos de 10 minutos em que ocorreram interrupções, na avaliação do valor eficaz da tensão; intervalos de 10 minutos em que ocorreram interrupções ou cavas de tensão, na avaliação das restantes características de tensão (tremulação ou flicker, desequilíbrio de tensões, 32 frequência fundamental e distorção harmónica). Tendo em consideração os dados registados nos 140 barramentos MT monitorizados, num total de 7083 semanas analisadas, é apresentada no Gráfico 3.24 uma análise evolutiva, para o período , da conformidade de tensão em barramentos MT. De notar que o universo de SE AT/MT, alvo de monitorização periódica, varia em cada ano de acordo com o plano e que, em 2016, o universo de SE AT/MT, com monitorização permanente, passou de 47 para 54. Da análise do gráfico conclui-se que, para 2016 e em termos de conformidade de tensão com a norma NP EN 50160, os 140 barramentos MT das 84 subestações monitorizadas apresentaram praticamente a totalidade das semanas conformes, com a exceção de apenas 4% na distorção harmónica de tensão. Em 2016, o valor eficaz da tensão e a frequência mantiveram uma percentagem de semanas em conformidade de 100%. Nas restantes características de tensão, a tremulação/flicker e o desequilíbrio de tensões evoluíram positivamente, passando a registar uma conformidade de 100%. 7 eza_tecnica/pages/qualidadedeenergiael%c3%a9trica.aspx

43 33 Valor eficaz da tensão Tremulação Plt (flicker) Desequilíbrio de tensões Frequência Distorção harmónica 100% 100% 99,92% 100% 99,98% 100% 100% 100% 99,65% 99,96% Gráfico Evolução da conformidade de tensão com a NP EN (percentagem de semanas) nos barramentos MT no período Eventos de tensão Tendo em consideração os eventos de tensão registados nos 140 barramentos MT monitorizados, apresenta-se seguidamente uma análise de cavas de tensão e sobretensões. Para efeitos desta análise, foram excluídos os eventos de tensão registados nas subestações afetadas pelos eventos excecionais associados aos incidentes de grande impacto de 10 e 11 de janeiro de 2016 e de 14 e 15 de fevereiro de Na análise comparativa com 2015, no que diz respeito à caracterização de cavas de tensão e sobretensões, de notar que o universo de SE AT/MT, com monitorização periódica, varia em cada ano de acordo com o plano e que, em 2016, o universo de SE Tensão residual u (%) 80% 85% 90% 95% 100% AT/MT, com monitorização permanente, registou um acréscimo de 7, para 54. Para esta análise, a caracterização dos eventos foi efetuada segundo o método de agregação polifásica, previsto na EN , e temporal de 3 minutos, de acordo com o proposto pela norma NP EN Foi também seguida a recomendação da norma NP EN de que, nas redes MT, devem ser analisadas as tensões fase-fase. Na Tabela 3.16 Nº médio anual de cavas de tensão por barramento MT monitorizado em 2016 e no Gráfico 3.25 é apresentado o número médio anual de cavas de tensão por barramento MT monitorizado, usando a classificação estabelecida na norma NP EN Duração t (ms) 10 t < t < t < t < t > u 80 49,4 3,3 3,9 0,4 80 > u 70 15,6 1,3 1,5 0,1 70 > u 40 13,9 2,9 1,6 0,2 40 > u 5 3,0 1,5 0,5 0,1 5 > u Tabela 3.16 Nº médio anual de cavas de tensão por barramento MT monitorizado em 2016

44 34 49,4 N.º cavas de tensão 5 45,0 4 35, t 200 3,0 13,9 15,6 1,5 2,9 1,3 0,5 3,3 1,6 1,5 3,9 0,1 0,4 0,1 0,2 90 > u < t > u 500 < t 1000 Duração t 1000 < t 5000 Tensão residual u 5000 < t (ms) (%) Gráfico Nº médio anual de cavas de tensão por barramento MT monitorizado em ,0 2 15,0 1 5,0 80 > u > u > u 5 Salienta-se que, das cavas de tensão registadas, cerca de 88% em 2015 e de 90% em 2016, teve uma duração inferior ou igual a 200 ms ou uma tensão residual superior ou igual a 80%. No Gráfico 3.26 é apresentada a evolução, para o período , do número médio anual de cavas de tensão por barramento MT monitorizado, verificando-se, em 2016, uma distribuição equilibrada de subidas, descidas e manutenções deste número, considerando os diferentes níveis de severidade. 49, N.º cavas de tensão 2,9 10,9 10,2 10 t ,3 15,6 13,9 5,0 3,3 4,0 1,1 1,3 3,0 1,8 2,5 2,9 2,1 1,7 1,5 0,5 Duração t (ms) 200 < t 500 1,5 1,6 0,5 500 < t ,9 0,1 0,1 0,5 0,3 0, < t ,4 0,1 0, < t ,0 4 35,0 3 25,0 2 15,0 1 5,0 Tensão residual u (%) Gráfico Evolução do n.º médio anual de cavas de tensão por barramento MT monitorizado no período

45 Na Tabela 3.17 e no Gráfico 3.27 é apresentado o número médio anual de sobretensões por barramento MT 35 monitorizado, usando a classificação estabelecida na norma NP EN Tensão de incremento u (%) Duração t (ms) 10 t < t < t u > u > 110 0,2 Tabela Nº médio anual de sobretensões por barramento MT monitorizado em 2016 N.º sobretensões 1 8,0 6,0 4,0 0,2 2,0 u t < t 5000 Duração t (ms) 5000 < t > u > 110 Tensão de incremento u (%) Gráfico Nº médio anual de sobretensões por barramento MT monitorizado em 2016 Salienta-se, tal como em 2015, o reduzido número médio anual de sobretensões por barramento MT monitorizado. Resultados de monitorização da QEE em postos de transformação de distribuição Os resultados das monitorizações efetuadas, de acordo com o Plano de Monitorização da QEE, em PTD, encontram-se disponíveis na página da EDP Distribuição 8. Numa análise global, os resultados obtidos permitem classificar, como de nível elevado, a QEE observada nos pontos de medida, salientando-se a percentagem elevada de valores conformes. Tal como na análise dos resultados obtidos em SE AT/MT, para a avaliação das características de tensão, em regime permanente, foram considerados todos os registos de tensão, efetuados em intervalos de 10 minutos (10 segundos no caso da frequência), com as seguintes exceções: intervalos de 10 minutos em que ocorreram interrupções, na avaliação do valor eficaz da tensão; 8 eza_tecnica/pages/qualidadedeenergiael%c3%a9trica.aspx

46 intervalos de 10 minutos em que ocorreram interrupções ou cavas de tensão, na avaliação das restantes características de tensão (tremulação ou flicker, desequilíbrio de tensões, frequência fundamental e distorção harmónica). Tendo em consideração os dados registados nos 168 barramentos BT monitorizados, num total de 2014 semanas analisadas, é apresentada, no gráfico seguinte (Gráfico 3.28), uma análise evolutiva, para o período , da conformidade de tensão em barramentos BT. De notar que o universo de PTD alvo de monitorização periódica é diferente em cada ano. Da análise do referido gráfico conclui-se que, para 2016 e em termos de conformidade de tensão com a norma NP EN 50160, os 168 barramentos BT Valor eficaz da tensão Tremulação Plt (flicker) Desequilíbrio de tensões Frequência Distorção harmónica 36 monitorizados apresentaram praticamente a totalidade das semanas conformes, com a exceção de apenas 0,74% semanas não conformes no valor eficaz de tensão, 0,79% na tremulação/flicker e 0,15% na distorção harmónica de tensão. Comparativamente a 2015, em 2016 o desequilíbrio de tensões e a frequência mantiveram uma percentagem de semanas em conformidade de 100%. Relativamente às restantes características de tensão, o valor eficaz de tensão e a distorção harmónica de tensão continuaram a registar uma melhoria da percentagem de conformidade, sendo que a tremulação/flicker apresentou um nível de conformidade sensivelmente igual ao registado em ,61% 99,26% 99,38% 99,21% 100% 100% 100% 100% 98,92% 99,85% 80% 85% 90% 95% 100% Gráfico Evolução da conformidade de tensão com a NP EN (percentagem de semanas) nos barramentos BT no período

47 Ações de melhoria da QEE Todas as situações de não conformidade detetadas no decurso das ações de monitorização da QEE foram objeto de acompanhamento e análise dedicada, tendo, sempre que aplicável, desencadeado a adoção de medidas para garantir a conformidade das características da tensão. Subestações AT/MT Conforme referido anteriormente, ao nível dos barramentos MT, apenas se verificaram situações muito pontuais de não conformidade na distorção harmónica de tensão. Trataram-se de situações associadas às 5.ª e 6.ª harmónicas de tensão. No primeiro caso ficou a dever-se à amplificação da 5.ª harmónica de tensão por efeito de ressonância, tendo sido adequado o regime de funcionamento das baterias de condensadores na respetiva subestação, de modo a evitar novas situações de não conformidade. No caso da 6.ª harmónica de tensão, a situação motivou maior vigilância. 37 Postos de transformação de distribuição No caso particular das não conformidades no valor eficaz de tensão, na rede de distribuição BT, todas as situações detetadas foram objeto de estudo e desencadearam as medidas corretivas adequadas. No que diz respeito à tremulação/flicker, as não conformidades verificadas correspondem, na generalidade dos casos, a situações pontuais associadas a ligeiras variações de tensão, dentro dos limites regulamentares, cujo valor da tensão residual não é suficientemente baixo para que seja registada cava de tensão. Quanto à distorção harmónica, verificaram-se situações pontuais de não conformidade associadas às 5.ª e 7.ª harmónicas de tensão, tendo, em ambas, motivado maior vigilância. Em nenhuma das situações referidas anteriormente foi identificada correlação com reclamações ou impacto nas instalações ou equipamentos de utilização ou produção de energia elétrica dos respetivos clientes.

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49 39

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51 41 Qualidade de Serviço Comercial A publicação em novembro de 2013 de um novo RQS obrigou a um conjunto de alterações ao nível dos sistemas e à reformulação de alguns dos processos, nomeadamente, em termos do tratamento da informação referente à qualidade de serviço comercial o que foi realizado maioritariamente no decurso do primeiro ano de aplicação. Contudo, nos anos subsequentes continuaram a ser realizadas melhorias/aperfeiçoamentos e incluídos alguns novos mecanismos de controlo por forma a que a informação disponibilizada reflita, com rigor, o desempenho do ORD. Em 2016, a EDP Distribuição prosseguiu o objetivo de melhoria da qualidade de serviço de âmbito comercial como seja nos atendimentos que disponibiliza e nos serviços que presta enquanto operador da rede. No relacionamento com os clientes, o RQS estabelece dois tipos de indicadores gerais e individuais. Os indicadores gerais visam avaliar o desempenho global dos operadores relativamente a determinado aspeto de relacionamento comercial. O RQS consagra a existência de oito indicadores gerais, quatro deles com padrão. Na Tabela 4.1 constam os valores dos indicadores gerais para os anos de 2015 e As ações de melhoria anteriormente mencionadas tiveram reflexo no cálculo dos indicadores referentes ao Atendimento Telefónico Comercial e Avarias e à Frequência de Leituras de Contadores. Assim, os valores destes indicadores relativos a 2015 foram alterados face aos constantes do Relatório da Qualidade publicado para aquele ano. Indicador Geral e respetivo padrão Percentagem de atendimentos, com tempos de espera até 20 minutos, nos centros de atendimento Percentagem de leituras comunicadas com sucesso, no atendimento telefónico de leituras Percentagem de atendimentos, com tempos de espera até 60 segundos, no atendimento telefónico de avarias Percentagem de atendimentos, com tempos de espera até 60 segundos, no atendimento telefónico comercial Percentagem de pedidos de informação apresentados por escrito e respondidos até 15 dias úteis Percentagem de informações de serviços de ligação apresentadas no prazo de 15 dias úteis Percentagem de ativações de fornecimento de instalações de BT, executadas em prazo inferior ou igual a 2 dias úteis Padrão (%) Valor 2015 (%) Valor 2016 (%) NA NA NA NA Percentagem de leituras com intervalo face à leitura anterior inferior ou igual a 96 dias Tabela Indicadores gerais de qualidade de serviço de âmbito comercial (NA Não Aplicável)

52 Os indicadores individuais correspondem ao desempenho dos operadores perante cada utilizador individualmente considerado. O não cumprimento, nesse relacionamento, do estabelecido no RQS dá origem, se o incumprimento for da responsabilidade do operador, a que este pague uma compensação ao cliente. Em determinadas situações, se o incumprimento verificado for imputável ao cliente, haverá lugar ao pagamento, deste ao operador, de um montante nos termos definidos pelo RQS. No presente capítulo é feita uma análise dos indicadores de qualidade de serviço, gerais e individuais, que o RQS estabelece como sendo os que devem ser objeto de monitorização. No Capítulo 6, ponto 6.2, é feita a análise dos incumprimentos do ORD em termos dos vários indicadores individuais e dos valores das compensações pagas. Meios de atendimento A EDP Distribuição disponibiliza aos seus clientes diversos meios de atendimento, nomeadamente presencial (em lojas próprias ou agentes) e telefónico, que neste caso inclui o contacto eletrónico para a apresentação de reclamações e de pedidos de informação. 42 Atendimento presencial O RQS estabelece que o operador da rede de distribuição deve, em cada ano, informar o desempenho nos seus centros de atendimento presencial. Esta análise é feita individualmente para os centros de atendimento que, no seu conjunto, tenham representado no ano anterior pelo menos 40% dos atendimentos realizados e é aferido através de um indicador geral, sem padrão, calculado pelo quociente entre o número de atendimentos com tempo de espera 9 até 20 minutos e o número total de atendimentos. Em 2016 o número total de atendimentos presenciais em todos os Centros de Atendimentos (cerca de 420 mil) foi superior em 8% ao número de atendimentos verificado em 2015, tendo ocorrido uma alteração do número e do universo dos Centros de Atendimento objeto de monitorização. Globalmente registou-se, para os dez centros de atendimento monitorizados em 2016 (11 em 2015), um tempo médio de espera de 4,8 minutos o que correspondeu a que 96% dos atendimentos tiveram um tempo de espera inferior aos 20 minutos. No Gráfico 4.1 observa-se, para cada um dos centros de atendimento objeto de monitorização, o respetivo desempenho. 9 Medido pelo intervalo de tempo entre a chegada ao local de atendimento e o início do mesmo

53 43 LC Braga Guimarães Gaia Castelo Branco Lisboa MP Vila Real Paivas (Seixal) Viana do Castelo Almada Amadora % 20% 40% 60% 80% 100% Nº atendimentos até 20min Restantes atendimentos Gráfico 4.1 Desempenho dos centros de atendimento monitorizados Atendimento telefónico A EDP Distribuição, enquanto operador da rede, possui três números telefónicos para atendimento. Na utilização de dois O atendimento telefónico para a comunicação das avarias é avaliado através de um indicador geral relativo ao tempo de espera, que tem associado um padrão que deles não há qualquer custo para o cliente. estabelece que 85% das chamadas Um dos números gratuitos destina-se à comunicação de leituras do equipamento de medição (contadores) colocado nas instalações dos clientes e o outro à comunicação de avarias. recebidas nesta linha telefónica devem ter um tempo de espera inferior ou igual a 60 segundos. No cálculo do indicador não são consideradas as desistências com tempo de espera inferior a 60 segundos. A comunicação de leituras é realizada Da leitura do Gráfico 4.2 pode através de um sistema automático de concluir-se que, em 2016, 98% das atendimento (IVR - Interactive Voice chamadas recebidas (cerca de 801 mil) Response). foram atendidas com um tempo de espera inferior a 60 segundos. A partir do 2º semestre de 2014 passou a estar disponível um número telefónico destinado ao tratamento de questões comerciais inerentes à atividade do operador de rede, em particular as ligações às redes, e tem o custo de uma chamada local.

54 Jan. - Mar. Jan. - Jun. Jan. - Set. Jan. - Dez Gráfico 4.2 Atendimento telefónico para comunicação de avarias acumulado (%) 44 No Gráfico 4.3 observa-se que em 2016, o indicador se situou nos 85 pontos percentuais para as cerca de 906 mil chamadas recebidas (acréscimo de 11% de chamadas em relação a 2015) No caso do número telefónico relativo à comunicação de leituras dos equipamentos de medição o desempenho é avaliado através de um indicador geral, sem padrão, que pretende medir o sucesso da comunicação das leituras feito através do sistema automático de atendimento. O indicador é calculado pelo quociente entre o número de leituras registadas de forma automática e o número total de chamadas recebidas através deste número telefónico. No ano de 2016, o indicador foi de 61,6%, valor equivalente ao verificado em O atendimento telefónico na linha comercial da EDP Distribuição é avaliado por um indicador, sem padrão, que é medido através do quociente entre o número de chamadas com tempo de espera inferior ou igual a 60 segundos e o número total de chamadas. No cálculo do indicador não são consideradas as desistências com tempos de espera inferiores a 60 segundos Jan. - Mar. Jan. - Jun. Jan. - Set. Jan. - Dez Gráfico 4.3 Atendimento telefónico comercial acumulado (%) O crescimento verificado no volume de chamadas, além do reflexo que teve no indicador Atendimento telefónico comercial, levou ao aumento do número de situações em que os clientes optaram por deixar o seu número de telefone e indicaram a finalidade da chamada para posterior contacto por parte da ORD (no âmbito do Regime Jurídico dos Call Centres Decreto-Lei n.º 134/2009). Em 2016, os clientes escolheram esta opção em cerca de dez mil situações. A totalidade das chamadas foram devolvidas dentro do prazo de 2 dias úteis estabelecido pela legislação, tendo o tempo médio do contacto posterior sido de 1 dia útil.

55 Pedidos de informação e reclamações Todos os pedidos de informação e reclamações apresentados ao ORD pelos clientes são objeto de resposta. Pedidos de informação O RQS, publicado em 2013, veio consagrar obrigações específicas para o tratamento de pedidos de informação (PI) apresentados por escrito sendo o desempenho do ORD avaliado através de um indicador geral de qualidade do serviço. Esse indicador estabelece que 90% dos PI apresentados por escrito devem ter uma resposta até 15 dias úteis. A evolução deste indicador no ano de 2016 foi a que se observa no Gráfico 4.4. No global do ano o indicador teve um valor idêntico ao verificado em 2015 tendo o padrão sido superado em 7 p.p Jan. - Mar. Jan. - Jun. Jan. - Set. Jan. - Dez Gráfico 4.4 Pedidos de informação apresentados por escrito acumulado (%) No que se refere aos pedidos de informação apresentados através do contacto telefónico os mesmos devem ser 45 respondidos de imediato ou, se tal não for possível, deve ser dada resposta no prazo máximo de 3 dias úteis a contar da data do contacto inicial do cliente 10. Dada a especificidade da atividade do ORD, os pedidos de informação apresentados através dos canais de contacto próprios, exigem, por vezes, para a formulação de uma resposta completa ao cliente, a interação com áreas mais operacionais da empresa o que pode dificultar o cumprimento do prazo de três dias úteis. Contudo, é de referir que a situação de não observação deste prazo ocorreu apenas em 395 PI (0,2% do total de PI formulados por contacto telefónico). A análise que continua a ser realizada a este processo e a introdução de melhorias que continuam a ser levadas a cabo, teve o correspondente reflexo no tempo de resposta a estes PI não respondidos de imediato pois o tempo médio de resposta passou de 4,2 dias úteis em 2015 para 2,3 dias em Reclamações A resposta a reclamações apresentadas pelos clientes é avaliada através de um indicador individual referente ao prazo máximo de resposta que no caso do ORD deve ser de 15 dias úteis. 10 Ao abrigo Regime Jurídico dos Call Centres (Decreto-Lei n.º 134/2009)

56 46 O não cumprimento deste prazo ou o não envio de uma resposta intercalar informando o reclamante das diligências que estão a ser efetuadas dá ao cliente o direito a receber uma compensação. No Capítulo 6, ponto 6.2, é feita a análise dos incumprimentos do ORD em termos do tratamento de reclamações. Em 2016 foram recebidas cerca de reclamações relacionadas principalmente com prejuízos e leituras e equipamentos, (Gráfico 4.5). Embora se tenha registado um ligeiro aumento do número de reclamações recebidas (mais 408 reclamações que em 2015) verificou-se uma clara melhoria no tempo médio de resposta a reclamações que foi de 5,7 dias úteis, quando em 2015 tinha sido 7,8 dias. Não foram cumpridos os prazos de resposta a reclamações em 1961 situações 3% 13% 10% 12% 32% Prejuízos Leituras e Equipamentos Relacionamento Facturação Redes Discordância Outros 13% 17% Gráfico 4.5 Reclamações recebidas (Motivos) Serviços Enquanto operador de redes de A entrada em vigor, em 2014, do novo RQS conduziu a uma análise de maior distribuição e nos termos da detalhe aos serviços realizados pelo ORD regulamentação em vigor, a atividade da que assentam na execução de ordens de EDP Distribuição inclui a prestação de serviço criadas para acompanhar a serviços associados ao uso das redes, realização das várias tarefas, nomeadamente os respeitantes, às ligações nomeadamente daquelas que são às redes, à ativação de fornecimento de energia e à leitura de contadores. necessárias para dar resposta a solicitações dos clientes. As ordens de serviço passam por vários estados desde a criação, em A análise da qualidade na prestação sistema, até que sejam concluídas. destes serviços é também objeto de monitorização no âmbito do RQS.

57 Serviços de ligação às redes A qualidade nos serviços de ligação à rede da EDP Distribuição de instalações BT é avaliada através de um indicador geral, sem padrão. Este indicador corresponde à percentagem de respostas dadas pelo ORD ao requisitante, num prazo igual ou inferior a 15 dias úteis, com a informação referente à realização da ligação, ao seu traçado e ao orçamento para a execução da ligação. Em 2016, foram apresentadas requisições de ligação à rede, tendo 21% (7 556) destas solicitações sido anuladas posteriormente pelos clientes. Para além destas, existiram 5% (1 809) requisições pendentes de ações de terceiros de requisições. O desempenho do ORD relativamente ao total de serviços de ligação solicitados, sem considerar as anulações e as pendências de terceiros, conduz a um valor para o indicador de 98% (Gráfico 4.6), 5 p.p. superior ao valor do indicador registado em Jan. - Mar. Jan. - Jun. Jan. - Set. Jan. - Dez Gráfico 4.6 Serviços de ligação acumulado (%) Ativações de fornecimento 47 operador da rede de distribuição, nas instalações de utilização que estejam desligadas tendo em vista o início do fornecimento de energia na sequência da celebração de um contrato com um comercializador. Este serviço é avaliado através de um indicador geral, cujo padrão é o de que 90% das ativações sejam realizadas no prazo de 2 dias úteis. São consideradas as ativações em baixa tensão que envolvam ações simples, tais como a instalação de órgãos de corte, ao nível da portinhola ou caixa de coluna e do dispositivo de controlo de potência. Para o cálculo deste indicador não são consideradas as situações em que o cliente indicou pretender uma data para ativação com prazo superior a dois dias úteis (cerca do 64% do universo de solicitações), nem o caso das ativações de fornecimento em que as mesmas não foram realizadas por facto não imputável ao ORD (cerca de 3%). Estas situações referem-se a casos de pedidos de ativação de fornecimento anulados e aos não efetuados por se ter detetado, aquando da deslocação ao local da equipa técnica do ORD, ser impossível efetuar a ativação naquele momento pelo facto da instalação não reunir as condições técnicas necessárias. Consideram-se ativações de fornecimento as operações a realizar, pelo

58 48 Em 2016 de um total de solicitações, verificaram-se: ativações realizadas até 2 dias úteis; ativações solicitadas para um prazo superior a 2 dias úteis 11 ; ativações anuladas (dos pedidos solicitados para serem executados até 2 dias úteis), o que conduz ao valor de 79% para o indicador (11% p.p. inferior ao padrão). A evolução do indicador relativo às ativações de fornecimento no ano de 2016 foi a que se observa no Gráfico Jan. - Mar. Jan. - Jun. Jan. - Set. Jan. - Dez Gráfico 4.7 Ativações de fornecimento acumulado (%) Da análise que tem sido feita a este processo, verifica-se que o número de serviços não realizados até 2 dias úteis é fortemente influenciado por ativações que no processo de execução passaram por pendente de cliente e que, consequentemente, foram realizadas num prazo superior a 2 dias úteis, penalizando assim o indicador. Em 2016 o número de ativações que esteve pendente de cliente foi de 9 955, representando cerca de 10% do total de pedidos solicitados para serem executados até 2 dias úteis. Visita combinada A visita combinada envolve a deslocação do ORD à instalação do cliente, num intervalo de tempo previamente acordado. Não são consideradas visitas combinadas as leituras em roteiro, nem as assistências técnicas. A avaliação da qualidade do serviço prestado é feita através de um indicador individual referente ao cumprimento do intervalo de tempo de 2,5 horas acordado. O não cumprimento por parte do ORD do intervalo de 2,5 horas para início da visita combinada confere ao cliente o direito de receber uma compensação. Se se verificar que o cliente esteve ausente da instalação para a qual foi agendada a visita e o operador tenha estado no local, dentro do intervalo de tempo acordado, o ORD tem direito a uma compensação de valor igual à que tem que pagar aos clientes quando não cumpre qualquer dos padrões individuais de qualidade de serviço comercial. Em 2016 foram observadas as situações constantes da Tabela 4.2 em termos das visitas combinadas. De um total 11 Inclui 4109 ativações que foram realizadas até 2 dias úteis na sequência de reagendamento

59 de cerca de 1 milhão de visitas inicialmente agendadas 10% não foram realizadas por facto não imputável ao ORD. Para além destas, existem visitas que embora programadas em 2016, foram agendadas para 2017, no âmbito de iniciativas de duração prolongada lançadas pelo ORD, como seja a instalação de Energy Box. Existiram ainda serviços cuja execução foi realizada sem que previamente tenha sido acordada uma nova visita combinada. Todas estas visitas não são consideradas incumprimentos do ORD. 49 As visitas não realizadas dentro do prazo acordado foram (cerca de 0,3% do total de visitas combinadas). O regulamento em vigor consagra a possibilidade dos comercializadores e clientes poderem cancelar ou reagendar visitas até às horas do dia útil anterior à data marcada sem que haja lugar ao pagamento de qualquer compensação. Em 2016 foram canceladas ou reagendadas visitas. Não realizadas por facto Realizadas Não Realizadas por Agendadas não imputável ao ORD no Prazo Ausência do Cliente Tabela 4.2 Visitas combinadas No Capítulo 6, ponto 6.2, é feita a Os incumprimentos por parte do ORD análise dos incumprimentos do ORD em termos da observação do prazo acordado para a realização da visita. Assistência técnica A qualidade do serviço prestado na sequência da comunicação de uma avaria é avaliada através de um indicador individual que mede o tempo de chegada do ORD à instalação do cliente e que nos termos do regulamento deve ser de 3 horas para os clientes prioritários e de 4 horas para os restantes clientes independentemente das zonas de qualidade de serviço. Nº de comunicação de avarias nas instalações de clientes Nº de assistências técnicas a instalações clientes prioritários dos prazos mencionados conferem aos clientes o direito a receber uma compensação. No Capítulo 6, ponto 6.2, é feita a análise destes incumprimentos. Se a avaria se verificar na instalação de utilização do cliente, o operador tem direito a uma compensação de valor igual a metade do valor que tem que pagar aos clientes quando não cumpre os padrões individuais de qualidade de serviço comercial. Em 2016 foram observadas as situações constantes da Tabela 4.3 em termos das assistências técnicas prestadas a clientes. Nº de assistências técnicas a clientes não prioritários Nº de assistências técnicas a avarias nas instalações clientes cuja responsabilidade não é do ORD Tabela 4.3 Assistências técnicas

60 Em 2016 não foram cumpridos os prazos regulamentares para as assistências técnicas em 211 situações. De referir que, em média, o tempo de chegada ao local foi de 68 minutos e que o tempo médio de reparação das avarias na instalação individual do cliente foi de 32 minutos. Frequência da leitura de equipamentos de medição em BTN A frequência da leitura de equipamento de medição em BTN é avaliada através dum indicador geral, com padrão, sendo consideradas quer as leituras recolhidas diretamente pelo ORD, quer as comunicadas pelos clientes. O padrão fixado para este indicador estabelece que 92% dos equipamentos de medição devem ser lidos com um intervalo entre leituras inferior ou igual a 96 dias, independentemente do grau de acessibilidade ao equipamento de medição. No ano de 2016, a evolução do indicador relativo à frequência da leitura de equipamentos de medição em BTN foi a que se observa no Gráfico Este indicador é calculado pelo quociente entre o número de leituras realizadas com intervalo inferior ou igual a 96 dias e o número total de leituras efetuadas no período em análise. 50 De referir que os equipamentos de medição que se encontram acessíveis de locais públicos é reduzido (inferior a 20% do total), o que dificulta a recolha de leituras e consequentemente o cumprimento do padrão estabelecido para este indicador. O número de leituras registado em 2016 (ORD e clientes/comercializadores) foi de 36,1 milhões 12, o que representa um aumento de 1,6 milhões de leituras relativamente a Este aumento é o resultado do esforço da empresa em realizar com sucesso mais leituras, traduzindo também resultados da aposta na maior sensibilização dos clientes e dos comercializadores para que haja uma maior frequência na comunicação de leituras dos equipamentos de medição, minimizando desta forma o problema da acessibilidade Jan. - Mar. Jan. - Jun. Jan. - Set. Jan. - Dez Gráfico 4.8 Frequência da leitura de equipamentos de medição acumulado (%) 12 Valores provisórios, ainda em processo de apuramento final.

61 Restabelecimento após interrupção por facto imputável ao cliente Ultrapassada a situação que esteve na origem de uma interrupção de fornecimento por facto imputável ao cliente, o serviço de restabelecimento do fornecimento de energia aos clientes é avaliado através do cumprimento dos seguintes padrões individuais de qualidade de serviço 13 : Restabelecimento até 12 horas para os clientes BTN; Até oito horas para os restantes clientes; Até quatro horas no caso em que os clientes paguem um preço regulado relativo ao restabelecimento urgente. 51 O incumprimento por parte do ORD dos prazos anteriormente mencionados confere aos clientes o direito a receber uma compensação, sendo a análise destes incumprimentos feita no Capítulo 6, ponto 6.2. Em 2016 foram solicitados cerca de 276,7 mil restabelecimentos. Em situações o restabelecimento não foi feito por razões não imputáveis ao ORD. Verificaram-se situações em que o ORD não observou os prazos estabelecidos no RQS. 13 Os prazos indicados só se aplicam nas situações em que o restabelecimento do fornecimento apenas envolva situações simples, tais como a religação de órgãos de corte, ao nível da portinhola ou da caixa de coluna.

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65 Eventos Excecionais Nos termos do Artigo 8.º do RQS, o ORD deve caracterizar os eventos excecionais ocorridos em cada ano. Nos pontos seguintes descrevem-se os principais eventos excecionais classificados em 2016 e o seu impacto na qualidade de serviço vertente técnica e comercial. Tempestade de 10 e 11 janeiro de 2016 Nos dias 10 e 11 de janeiro de 2016 uma corrente forte de oeste, sobre o Atlântico norte e o sudoeste Europeu, na qual se inseria o bordo sul de uma vasta depressão complexa, centrada sobre as Ilhas Britânicas, afetou severamente as condições climatéricas no território continental português. Segundo o Instituto Português do Mar e da Atmosfera (IPMA), durante este fenómeno meteorológico, foram-se formando diversas linhas de instabilidade que se propagaram para o interior do Norte e Centro, com especial incidência na região Norte, apresentando em alguns períodos um elevado grau de organização. A nebulosidade convectiva e a nebulosidade estratiforme produziram chuva persistente, temporariamente forte, acompanhada de trovoada nas regiões Norte e Centro. As condições atmosféricas adversas motivaram perturbações no Norte e Centro do país, amplamente noticiadas na 55 comunicação social. A situação mais mediática acabou por ser a relatada por vários meios de comunicação social, fruto dos estragos causados pelo tornado, fenómeno pouco comum em Portugal continental, na praia de Angeiras no concelho de Matosinhos. Um considerável número de ocorrências foi também registado pela Autoridade Nacional Proteção Civil (ANPC) por queda de árvores, queda de estruturas e inundações. Em consequência destes fenómenos climatéricos, as infraestruturas da rede elétrica de distribuição foram, também, afetadas, verificando-se um conjunto alargado de ocorrências nos diferentes níveis de tensão, reunindo critérios de Incidente de Grande Impacto (IGI). Na área geográfica descrita, foram registadas velocidades médias de vento de 142 km/h, sendo que a rajada de intensidade máxima instantânea de vento atingiu os 191 km/h. Em resultado das diversas ocorrências, um total de clientes, dos diversos níveis de tensão, foram afetados pela intempérie. Durante a evolução temporal da tempestade e de modo a repor a distribuição da energia elétrica em segurança e com a maior brevidade

66 possível, a EDP Distribuição, em conjunto com os seus prestadores de serviço, mobilizou 662 colaboradores, 293 viaturas e 45 grupos móveis de socorro. 56 elevado impacto na continuidade de serviço, conforme evidenciado pelos seguintes indicadores gerais que caracterizam o evento. Impacto nos indicadores de continuidade de serviço O incidente resultante da tempestade de 10 e 11 de janeiro de 2016 teve um SAIFI (nº) SAIDI (min) 6 5 3,40 3, AT MT BT AT MT BT Gráfico Impacto da tempestade de 10 e 11 de janeiro nos indicadores de continuidade de serviço SAIFI e SAIDI Quanto ao indicador TIEPI MT e à END MT, este incidente resultou em 2,07 minutos e em 159 MWh, respetivamente. Ao nível do indicador MAIFI, este incidente teve um impacto de 1 e 5 interrupções em AT e MT, respetivamente. Impacto na QEE Tendo em consideração as disposições do RQS, no que se refere a eventos excecionais, no âmbito da QEE, na Tabela 5.1 e no Gráfico 5.2 é apresentado o impacto deste IGI. Para o universo dos 31 barramentos MT monitorizados, da área geográfica afetada, é apresentado o número médio de cavas de tensão por barramento MT, durante o período relativo ao evento excecional em causa, usando a classificação estabelecida na norma NP EN O impacto individualizado por ponto de medida encontra-se disponível na página da EDP Distribuição reza_tecnica/pages/qualidadedeenergiael%c3%a9trica.asp x

67 Tensão residual u (%) Duração t (ms) t < t < t < t < t > u 80 1,5 0,2 0,4 80 > u 70 0,4 0,1 0,2 70 > u 40 0,7 0,1 40 > u 5 0,1 0,1 5 > u Tabela Nº médio de cavas de tensão por barramento MT monitorizado (área geográfica afetada) N.º cavas de tensão 2 18,0 16,0 14,0 12,0 1 8,0 10 t 200 0,1 0,7 200 < t 500 Duração t (ms) 0,4 0,1 1,5 0,1 500 < t ,2 0,1 0,2 0, < t < t > u 6,0 4,0 2,0 90 > u > u > u > u 5 Tensão residual u (%) Gráfico Nº médio de cavas de tensão por barramento MT monitorizado (área geográfica afetada) Impacto nos indicadores de qualidade de serviço comercial No que se refere à qualidade de serviço comercial, este incidente também teve um impacto significativo na capacidade de resposta aos pedidos de assistência técnica. Em consequência deste incidente, registou-se algum atraso na resposta a 79 pedidos de assistência técnica. Tempestade de 14 e 15 fevereiro de 2016 Nos dias 14 e 15 de fevereiro de 2016 verificaram-se condições climatéricas adversas que afetaram as infraestruturas da rede elétrica de distribuição, causando um conjunto alargado de ocorrências, com origem em factos não imputáveis à EDP Distribuição, reunindo critérios de IGI. De acordo com o IPMA, um fluxo forte, de oeste, de uma massa de ar quente e húmida, inserida no setor quente que antecedia a superfície frontal fria, associada a uma depressão centrada a noroeste da Galiza, influenciou as condições atmosféricas em todo o território continental. A superfície frontal fria

68 atravessou, de noroeste para sueste, o território do Continente, tendo originado precipitação, mais intensa nas terras altas do Norte e Centro, assim como uma intensificação do vento e das suas rajadas. Com a intensificação da instabilidade atmosférica ocorreram também trovoadas nas regiões Norte e Centro. As condições atmosféricas adversas evidenciadas pelo IPMA motivaram perturbações em todo o país que foram amplamente noticiadas. A situação mais mediática acabou por ser a relatada por vários meios de comunicação social, em virtude das cheias em Aveiro. A ANPC registou também um elevado número de ocorrências por queda de árvores, queda de estruturas e inundações. Na área geográfica descrita, foram registadas velocidades médias de vento de 129 km/h, sendo que a rajada de 58 intensidade máxima instantânea de vento atingiu os 162 km/h. Em resultado das diversas ocorrências, um total de clientes dos diversos níveis de tensão foram afetados pela intempérie. Durante a evolução temporal da tempestade e de modo a repor a distribuição da energia elétrica em segurança e com a maior brevidade possível, a EDP Distribuição, em conjunto com os seus prestadores de serviço, mobilizou 874 colaboradores, 470 viaturas e 37 grupos móveis de socorro. Impacto nos indicadores de continuidade de serviço O incidente resultante da tempestade de 14 e 15 de fevereiro de 2016 teve um elevado impacto na continuidade de serviço, conforme evidenciado pelos seguintes indicadores gerais que caracterizam o evento. SAIFI (nº) SAIDI (min) 0,11 6,50 7 3,66 4,34 1 AT MT BT AT MT BT Gráfico Impacto da tempestade de 14 e 15 de fevereiro nos indicadores de continuidade de serviço SAIFI e SAIDI Quanto ao indicador TIEPI MT e à END MT, este incidente resultou em 3,82 minutos e em 281 MWh, respetivamente. Ao nível do indicador MAIFI, este incidente

69 teve um impacto de 0 e 0,10 interrupções em AT e MT, respetivamente. Impacto na QEE Tendo em consideração as disposições do RQS no que se refere a eventos excecionais, no âmbito da QEE, na Tabela 5.2 e no Gráfico 5.4, é apresentado o impacto deste IGI. 59 Para o universo dos 103 barramentos MT monitorizados, da área geográfica afetada, é apresentado o número médio de cavas de tensão por barramento MT, durante o período relativo ao evento excecional em causa, usando a classificação estabelecida na norma NP EN O impacto individual encontra-se disponível na página da EDP Distribuição 15. Tensão residual u (%) Duração t (ms) 10 t < t < t < t < t > u 80 1,8 0,3 0,4 80 > u 70 0,5 0,1 0,1 70 > u 40 1,2 0,3 0,2 40 > u 5 0,2 0,3 0,1 5 > u Tabela Nº médio de cavas de tensão por barramento MT monitorizado (área geográfica afetada) N.º cavas de tensão 2 18,0 16,0 14,0 12,0 1 8,0 10 t 200 0,2 1,2 200 < t 500 Duração t (ms) 0,5 0,3 1,8 0,3 0,1 0,1 500 < t ,3 0,2 0,1 0, < t < t > u 6,0 4,0 2,0 90 > u > u > u > u 5 Tensão residual u (%) Gráfico Nº médio de cavas de tensão por barramento MT monitorizado (área geográfica afetada) 15 reza_tecnica/pages/qualidadedeenergiael%c3%a9trica.asp x

70 Impacto nos indicadores de qualidade de serviço comercial No que se refere à qualidade de serviço comercial, este incidente também teve um impacto significativo na capacidade de resposta aos pedidos de assistência técnica. Em consequência deste incidente, registou-se algum atraso na resposta a 52 pedidos de assistência técnica. 60 Outros Eventos Excecionais Os restantes incidentes classificados como eventos excecionais também tiveram um impacto significativo na continuidade de serviço, conforme evidenciado seguidamente nos diferentes indicadores gerais que caracterizam globalmente estes incidentes. SAIFI (nº) SAIDI (min) 0,11 8 6,67 4,25 2 0,20 AT MT BT AT MT BT Gráfico Impacto de outros eventos excecionais nos indicadores de continuidade de serviço SAIFI e SAIDI Ao nível do TIEPI MT e da END MT, os restantes incidentes, classificados como eventos excecionais, resultaram em 3,27 minutos e em 222 MWh, respetivamente.

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73 Compensações por incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço 63 Compensações de qualidade de serviço técnica Nos parâmetros de regulação do RQS (Diretiva N.º 20/2013) estão fixados os seguintes padrões individuais de continuidade de serviço aplicáveis ao número total e duração total acumulada de interrupções acidentais longas, observadas anualmente e por instalação (Tabela 6.1). Excetuam-se as interrupções resultantes de eventos excecionais. Número de interrupções por ano AT MT BT Zona A 8 10 Zona B Duração total das interrupções por ano (min) AT MT BT Zona A Zona B Zona C Zona C Tabela 6.1 Padrões individuais de continuidade de serviço No seu Artigo 24. o RQS estabelece, igualmente, que o ORD deve determinar anualmente os indicadores individuais de continuidade de serviço, nomeadamente a frequência e a duração total acumulada das interrupções, de acordo com o disposto no Procedimento n.º 3 do MPQS. A informação por zona de qualidade de serviço e por nível de tensão relativa ao incumprimento dos padrões individuais de continuidade de serviço no ano de 2016 é a que consta na Tabela 6.2. Igualmente se apresentam na referida tabela os montantes que reverteram para o fundo de reforço dos investimentos, tal como estipulado no RQS (Artigo 57. n. 4). Indicador Nível de Número de Valor das Valor do Fundo de Reforço Zona QS Tensão Incumprimentos Compensações ( ) de Investimentos ( ) A AT B C ,91 33,84 Total ,91 33,84 A ,88 801,18 B , ,45 MT Duração total das C ,12 185,29 interrupções / Total , ,92 Número total das A , ,05 Interrupções B ,98 295,62 BTE C ,68 442,95 Total , ,62 A , ,84 BTN B , ,83 C , ,00 Total , ,67 TOTAL , ,05 Tabela 6.2 Nº de compensações pagas por incumprimento dos padrões individuais de continuidade de serviço

74 Dos incumprimentos, foram relativos à duração das interrupções e 574 ao número de interrupções, tendo sido pagos aos clientes ,82 euros em compensações por incumprimento destes indicadores 16. Compensações de qualidade de serviço comercial Tendo em consideração os incumprimentos que decorrem do tratamento de reclamações (secção 4.2.2) e na prestação de serviços visitas 64 combinadas, assistências técnicas e restabelecimentos de fornecimento na sequência de interrupções por facto imputável ao cliente (secções 4.3.3, e 4.3.6), observa-se que em 2016 e em termos dos indicadores individuais de qualidade de serviço ocorreram incumprimentos com a desagregação constante da Tabela 6.3. Foram pagas, pelo ORD aos clientes, cerca de 79 mil euros de compensações 17. Reclamações Indicador Visitas Combinadas 18 Assistência Técnica 19 Restabelecimento após Interrupção por Facto Imputável ao Cliente 20 Compensações pagas aos clientes pelo ORD Não cumprimento do tempo de resposta a reclamações Não cumprimento do intervalo combinado para visita Não observação do prazo para chegada à instalação do cliente Não observação do prazo máximo para restabelecimento N.º Incumprimentos N.º Exclusões Tabela 6.3 Número e montante das compensações pagas aos clientes Tal como estipulado no RQS nas situações em que a visita combinada com o cliente não se realiza por ausência do cliente da instalação ou nas situações em que a assistência técnica não se realiza pelo N.º Compensações Montante ( ) facto da avaria se situar na instalação de utilização do cliente, o ORD tem direito a uma compensação 21. Os valores relativos a 2016 são apresentados na Tabela 6.4. Indicador Compensações pagas pelos clientes ao ORD Nº Montante ( ) Visitas Combinadas Ausência do cliente na instalação Assistência Técnica Avaria na instalação de utilização do cliente ou na alimentação individual cuja responsabilidade não é do ORD Tabela 6.4 Número e montante das compensações pagas pelos clientes Na página da EDP Distribuição constam os valores das compensações pagas aos clientes, por Concelho 17 O valor de cada compensação, por incumprimento dos padrões individuais de natureza comercial é de 20 euros 18 Nos incumprimentos das visitas combinadas estão consideradas as compensações (180) e exclusões (110) relativas a serviços não concluídos e a visitas referentes a serviços cuja execução foi realizada sem agendamento. Refere-se que 121 ausências de cliente respeitam a serviços que não foram concluídos 19 Nos incumprimentos das Assistências Técnicas estão incluídas 131 exclusões relativas a eventos excecionais 20 Nos incumprimentos dos restabelecimentos estão consideradas as compensações (27) e exclusões (369) relativas a serviços não concluídos 21 O valor de cada compensação é de 20 euros no caso das visitas combinadas e de 10 euros no caso das assistências técnicas.

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77 Clientes com Necessidades Especiais e Clientes Prioritários 67 Os clientes com necessidades especiais e os clientes prioritários constam dos registos do operador da rede com o objetivo de que, na prestação do serviço de fornecimento de energia elétrica, seja assegurado o serviço adequado às suas características. Clientes com Necessidades Especiais A solicitação do registo como cliente com necessidades especiais é voluntária e da exclusiva responsabilidade do cliente e é feita junto do seu comercializador. Essa informação é transmitida ao operador da rede que tem a obrigação de manter um registo desses clientes. Desta forma quer os operadores das redes quer os comercializadores têm informação que permite desenvolver as ações que assegurem a estes clientes os níveis de serviço adequados nos termos regulamentarmente estabelecidos. No final do ano de 2016 encontravamse registados clientes com necessidades especiais. O Gráfico 7.1 ilustra a distribuição destes clientes. Os clientes para quem a mobilidade ou a sobrevivência depende de equipamentos elétricos continuaram a ser, em 2016, a maioria (90%) % 22 1% 48 2% N.º de clientes com limitações no domínio da visão - cegueira total ou hipovisão N.º de clientes com limitações no domínio da audição - surdez total ou hipoacusia N.º de clientes com limitações no domínio da comunicação oral % N.º de clientes com limitações nos domínios da mobilidade ou dependentes de equipamento médico elétrico Gráfico 7.1 Distribuição de clientes com necessidades especiais Clientes prioritários Consideram-se clientes prioritários as instalações de consumo que prestam serviços fundamentais à comunidade e para os quais a interrupção do fornecimento de energia elétrica causa graves alterações ao normal funcionamento da instalação. Estas instalações são nomeadamente os estabelecimentos hospitalares, bombeiros, forças de segurança, instalações de

78 segurança nacional, proteção civil, bem como as instalações de equipamentos dedicados à segurança e gestão do tráfego aéreo e marítimo e instalações penitenciárias. São também considerados clientes prioritários as instalações dos clientes com necessidades especiais para os quais a sobrevivência ou a mobilidade dependem de equipamento elétrico, ou instalações de clientes que coabitem com pessoas com estas necessidades especiais. Estão excluídas todas as instalações que, pertencendo aos clientes prioritários não sirvam os fins que justificam o caráter prioritário. O ORD deve manter um registo atualizado destes clientes e deve assegurar uma informação individualizada, 68 diretamente ou através dos respetivos comercializadores, das interrupções previstas com a antecedência mínima estabelecida no Regulamento de Relações Comerciais. O restabelecimento do fornecimento de energia deve ser feito de forma prioritária, desde que a interrupção não seja imputável ao próprio cliente. No final de 2016 estavam identificados clientes prioritários. O Gráfico 7.2 ilustra a distribuição destes clientes. No ano de 2016 mais de 60% dos clientes registados como prioritários eram instalações de clientes com necessidades especiais para os quais a sobrevivência ou a mobilidade dependiam de equipamento cujo funcionamento é assegurado pela rede elétrica % % Estabelecimentos hospitalares, centros de saúde ou entidades equiparados Instalações de forças de segurança e de segurança nacional Instalações de bombeiros Instalações da proteção civil % 88 2% Instalações dedicadas à segurança e gestão de tráfego marítimo ou aéreo 33 1% 36 1% 27 1% Instalações penitenciárias Gráfico 7.2 Distribuição de clientes prioritários Sem prejuízo do tratamento dado aos clientes prioritários, estes devem tomar as medidas de precaução adequadas à sua situação, nomeadamente no que se refere ao recurso a sistemas de alimentação de socorro ou de emergência.

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81 71 Ações Relevantes para a Melhoria da Qualidade de Serviço Exploração dos ativos Continuando a assumir o compromisso de orientação para o cliente, a EDP Distribuição deu cumprimento, durante o ano de 2016, à execução de um plano de investimentos, conforme definido no Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Distribuição (PDIRD), que, no seu todo, contribuiu para a melhoria efetiva da qualidade de serviço técnico das redes de distribuição. Em 2016 entrou em exploração a SE AT/MT Gradil (concelho de Mafra), assim como 4 novos Postos de Corte (PC) AT: Deocriste (concelho de Viana do Castelo), Casarão (concelho de Águeda), Alto São João (concelho de Lisboa) e Cacela (concelho de Tavira). Ainda ao nível de SE AT/MT, efetuaram-se 12 remodelações de instalações, destacando-se o reforço de potência em 3 SE AT/MT. De registar também as seguintes alterações: a SE Ruivães passou de 150/130/60/15kV para 60/15 kv e a SE Alcains passou de 30/15 kv para 60/30/15 kv. De referir também que foram retiradas de exploração as SE MT/MT Bugalheira (concelho de Odemira) e a SE MT/MT Nazaré (concelho da Nazaré). Na rede AT é de salientar um conjunto de novas linhas AT ou abertura em TT, as quais possibilitaram, quer a inserção da nova SE AT/MT quer a melhoria da capacidade de recurso da rede AT. Ainda na rede AT, e com vista a permitir maior robustez assim como a reserva n-1, foram implementados 4 fechos de malha na rede AT durante o ano de Em 2016 prosseguiu a instalação de órgãos telecomandados da rede MT, tendo sido instalados 275 novos pontos de telecomando, aumentando assim a capacidade de supervisão, comando e controlo sobre a rede MT, com impacto significativo na redução do tempo de reposição de serviço e na eficiência das operações. Ainda ao nível da rede MT, é de salientar a ligação de cerca de 12 novas saídas de SE que permitiram melhores soluções de recurso em situação de contingência. Em termos de manutenção dos ativos em serviço nas redes, realizou-se a inspeção termográfica de linhas aéreas AT e MT e a monitorização da distância a obstáculos, bem como a avaliação das condições técnicas dos ativos da rede e o plano de

82 limpeza das faixas de proteção das linhas aéreas AT e MT. Ao nível dos sistemas técnicos, continuou a expansão do projeto de localização de defeitos na rede MT. Neste âmbito, e dando continuidade ao desenvolvimento da ferramenta de localização de defeitos, iniciou-se no ano de 2016 a instalação, em subestações com proteções digitais, mas sem a funcionalidade de cálculo e envio da localização de defeitos para SCADA, de equipamentos que permitem garantir a recolha automática das oscilografias e também efetuar o cálculo e envio das localizações de defeito para o sistema SCADA, conseguindo-se, desta forma, diminuir os tempos de interrupção de serviço associados à pesquisa de avaria e ainda obter ganhos operacionais com a eliminação da necessidade de deslocação a estas instalações para recolha de dados oscilográficos. De igual modo, continuou o estudo de coordenação de proteções da rede MT, com foco na garantia de seletividade e na redução de tempos de eliminação de defeitos, com impacto na redução da duração das cavas de tensão. A crescente disponibilização de dados externos com relevância na atividade desenvolvida pela EDP Distribuição, como é o caso de dados meteorológicos ou dados 72 da área ardida na sequência de incêndios, associado ao crescente número de eventos SCADA recebidos com origem nos diversos ativos de rede, têm motivado análises computacionais detalhadas que permitissem relacionar todos estes dados, identificar correlações e apresentar informação com mais valia para a atividade da empresa de forma a que as decisões possam ser tomadas de forma mais célere e suportada, melhorando desta forma a eficiência e eficácia operacionais De salientar também a atualização permanente dos planos de contingência por falha das principais subestações AT/MT e MT/MT e a elaboração das matrizes de risco em caso de falha de uma instalação deste tipo, contribuindo desta forma para a minimização dos tempos de interrupção de serviço e, consequentemente, para a diminuição da energia não distribuída a clientes. Ao nível da QEE, é de referir a continuação do projeto de instalação de monitorização permanente de QEE nos barramentos MT de subestações AT/MT em novas instalações e nas que foram objeto de remodelação. A EDP Distribuição, com os projetos realizados e a atitude de permanente melhoria adotada, pretende garantir as condições favoráveis à existência de uma rede de distribuição em Portugal

83 continental robusta e fiável, com capacidade de garantir a ligação dos novos consumidores e produtores de energia e com níveis de continuidade de serviço e de qualidade de energia que superem as expectativas dos clientes, tendo sempre presente a minimização dos custos operacionais. Comunicação com outros operadores de redes Neste âmbito, foi disponibilizada informação trimestral e anual aos dez operadores de rede de distribuição exclusivamente em BT (ORD BT) de Portugal continental sobre a continuidade de serviço, em termos do número e duração das interrupções que afetaram cada um dos respetivos postos de transformação, incluindo a identificação do contributo das diferentes causas das interrupções. Quanto à qualidade de energia elétrica, o Plano de Monitorização da QEE inclui um conjunto de subestações AT/MT, distribuídas uniformemente ao longo do biénio, que alimentam a quase totalidade (97%) dos postos de transformação dos dez ORD BT. Da mesma forma, foi disponibilizada informação trimestral e anual sobre os resultados das medições da QEE, relativa a conformidade de fenómenos contínuos de tensão e a eventos de tensão, nas SE AT/MT, em monitorização em 2016, que alimentam postos de transformação dos 73 Em 2016, não se verificaram semanas em não conformidade com a norma NP EN nos barramentos MT das subestações analisadas. Apoio técnico a clientes A EDP Distribuição, no seu processo de apoio técnico a clientes com necessidades acrescidas de qualidade de serviço técnico, procura disponibilizar ao cliente toda a informação necessária à resolução de cada situação em particular. Neste sentido, foram acompanhados alguns clientes com base em monitorizações dedicadas, realizadas no ponto de entrega às suas instalações (AT, MT ou BT) ou no respetivo barramento a montante, nomeadamente com base nas monitorizações periódicas (anuais) e nas monitorizações permanentes da QEE nas subestações AT/MT, realizadas no âmbito do plano de monitorização. Em termos gerais, os trabalhos foram desenvolvidos com os seguintes objetivos: caracterizar a continuidade de serviço e a QEE distribuída, considerando as disposições regulamentares; identificar o impacto de eventuais interrupções e perturbações de tensão nos processos de produção dos clientes potencialmente sensíveis; sustentar uma base de trabalho que contribua para a otimização da ORD BT.

84 manutenção e das condições de exploração da rede de distribuição; apoiar os clientes sensíveis na possível adoção de soluções internas que lhes permitam aumentar o nível de imunidade a perturbações de tensão. Em 2016, com base nas referidas monitorizações, foram acompanhados diversos clientes, alimentados em AT, MT ou BT, de indústrias ou atividades de diferentes setores, como cerâmica, gessos laminados, plásticos, hotelaria e saúde. Para apoiar a disseminação do conhecimento ao nível da qualidade de serviço técnico em geral, e da qualidade de energia elétrica em particular, a EDP Distribuição desenvolveu, ao longo de 2016, algumas ações de sensibilização de clientes em conjunto com associações empresariais, de forma a difundir boas práticas e estratégias para a imunização das suas instalações a perturbações de tensão, nomeadamente interrupções breves e cavas de tensão. Campanha A Qualidade de Serviço Cabe a Todos A EDP Distribuição é parceira da campanha A Qualidade de Serviço Cabe a Todos, desenvolvida no âmbito do Grupo de Acompanhamento do Regulamento da Qualidade de Serviço do setor elétrico, dinamizado pela ERSE. Esta campanha tem 74 como objetivo a criação de uma rede de parcerias com instituições-chave do Sistema Elétrico Nacional, no sentido de sensibilizar os utilizadores das redes elétricas de que a melhoria da qualidade de serviço deve contar com a contribuição de todos, sendo uma responsabilidade global. No âmbito desta campanha, estão em curso duas iniciativas em que a EDP Distribuição, enquanto operador de rede, participa de forma ativa no contexto da promoção para a melhoria global da Qualidade de Serviço no fornecimento de Energia Elétrica aos seus clientes: sensibilização para a necessidade de manutenção de postos de transformação de cliente; Selo de Qualidade e+. Sensibilização para a Necessidade de Manutenção de Postos de Transformação de Cliente Esta 1.ª iniciativa da campanha tem por objetivo transmitir a mensagem de que a qualidade de serviço técnico deve ser uma preocupação partilhada por todos os clientes de média tensão e alertar para a necessidade de se adotarem as melhores práticas na manutenção dos respetivos postos de transformação. Para o efeito, nas diversas ações de sensibilização realizadas no país pela EDP Distribuição, em parceria com associações empresariais, tem sido distribuído aos vários clientes um Folheto de divulgação desta iniciativa. De igual

85 modo, quer o Folheto de divulgação quer o Manual de Boas Práticas para a manutenção de postos de transformação de cliente estão disponíveis no site da campanha. Selo de Qualidade e+ O Selo de Qualidade e+ é a 2.ª iniciativa da campanha e que pretende divulgar e valorizar as medidas de melhoria da qualidade de serviço concretizadas pelos gestores de parques empresariais e industriais à fase piloto desta iniciativa, a EDP Distribuição, enquanto operador de rede a que essas instalações elétricas estão ligadas, é um elemento-chave para a atribuição do selo. Neste âmbito, a EDP Distribuição assumiu a instalação e gestão dos sistemas técnicos de suporte, assim como a monitorização da qualidade de serviço técnico, num conjunto de subestações e de postos de transformação. Para o conjunto de parques empresariais e industriais que aderiram em

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89 79 ANEXO 1 Caracterização das regiões NUTS III

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