Relatório da Qualidade de
Serviço 2015
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Sumário
De acordo com o estabelecido no Regula-mento de Qualidade de Serviço em vigor na RAA, compete à concessionária do transporte e distribuição vinculado do Sistema Elétrico do Serviço Publico da Região Autónoma dos Açores elaborar, anualmente, o relatório da qualidade de serviço. Este documento tem como objetivo caracterizar a qualidade do serviço prestado pela Electricidade dos Aço-res, S.A., as considerações assumidas e as me-todologias de cálculo utilizadas.
O ano de 2014 foi marcado pela entrada em vigor de um novo Regulamento da Qualidade de Serviço que definiu novos contextos e no-vas metas para os parâmetros relativos à qua-lidade do serviço a prestar aos clientes. As alterações introduzidas por esta redação do Regulamento da Qualidade de Serviço, para a RAA, são mais significativas no que res-peita à continuidade de serviço: padrões de qualidade mais exigentes, alargamento do seu âmbito ao nível da tipologia de interrup-ções que os abrange e a extensão desses pa-drões a interrupções com origem em centros produtores.
Em 2015 a EDA deu continuidade à adapta-ção a esta realidade, mantendo o trabalho desenvolvido nos últimos anos, com o objetivo de vir a cumprir as maiores exigências estabe-lecidas regulamentarmente, e de ver aumen-tada a satisfação dos seus clientes.
Neste setor, a qualidade de serviço pode ser analisada pela sua componente comercial e pela sua natureza técnica (continuidade de serviço e qualidade da onda de tensão). No que diz respeito ao comercial, a qualidade re-fere-se aos aspetos relacionados com o aten-dimento, pedidos de informação e assistência técnica, ou seja, aferir a comunicação e os serviços prestados aos clientes. No âmbito da continuidade de serviço, pode ser observado
o número e a duração das interrupções atra-vés de diversos indicadores. Por sua vez, a am-plitude, a frequência, a forma da onda, bem como a simetria do sistema trifásico avaliam a qualidade da onda tensão.
No que concerne aos indicadores gerais de relacionamento comercial a EDA manteve os níveis de exigência alcançados nos últimos anos, tendo sido cumpridos todos os indicado-res definidos.
Os indicadores individuais de relacionamento comercial ostentam um elevado grau de cumprimento dos deveres da EDA, tendo-se, no entanto, verificado incumprimentos que deram origem às respetivas compensações a clientes.
No capítulo “Qualidade de serviço comercial” foi efetuada uma análise mais profunda e in-dividualizada da qualidade de serviço de âm-bito comercial.
Ao nível da continuidade de serviço, a quali-dade é aferida através de indicadores gerais para as redes de distribuição em média ten-são (MT) e distribuição em baixa tenten-são (BT), bem como indicadores individuais para as mesmas redes.
Quando comparado com 2014, o ano de 2015 apresenta uma melhoria dos indicadores de continuidade de serviço da Região Autónoma dos Açores, sobretudo ao nível da duração das interrupções.
Na Região existem três níveis de qualidade de serviço, definidos no regulamento da quali-dade de serviço, designadamente: zonas dos tipos A, B e C.
A continuidade de serviço foi alvo de uma análise pormenorizada no capítulo 4, onde são apresentados e analisados os resultados dos indicadores gerais e individuais para a MT e para a BT (por zona de qualidade de serviço
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e por ilha/região) e uma análise aos principaisincidentes verificados.
Relativamente à qualidade da onda de ten-são, os resultados das monitorizações efetua-das, pelos diversos pontos de medição fixos e dispersos pelas nove ilhas dos Açores, demons-tram a qualidade da onda de tensão, no que diz respeito à sua amplitude, tremulação (Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, frequência, distorção harmónica, ca-vas de tensão e sobretensões.
No capítulo 5, dedicado à qualidade da onda de tensão, encontra-se exposta uma análise criteriosa e minuciosa de todas as situações de incumprimento e das cavas registadas com maior severidade.
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Índice
1. Introdução... 11
2. Qualidade de serviço comercial ... 12
Qualidade de serviço comercial ... 12
Indicadores gerais ... 12
Indicadores Individuais ... 22
Clientes com necessidades especiais e clientes prioritários ... 30
Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial ... 32
3. Continuidade de serviço ... 34
Indicadores gerais ... 42
Indicadores gerais MT - RAA ... 42
Indicadores MT - ilha ... 45
Continuidade BT ... 53
Indicadores BT – ilhas ... 56
Indicadores individuais ... 61
4. Qualidade da onda de tensão ... 64
Plano de monitorização ... 64
Plano de monitorização – Redes de transporte e distribuição em AT e MT ... 65
Plano de monitorização – Rede de distribuição em BT ... 67
Indicadores semanais... 68
Qualidade onda de tensão ... 69
Amplitude ... 69 Tremulação (Flicker) ... 69 Desequilíbrio ... 70 Frequência ... 70 Harmónicos ... 70 Cavas ... 70 Sobretensões ... 80
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5. Principais incidentes ... 90 Santa Maria ... 90 São Miguel ... 91 Terceira ... 93 Graciosa ... 96 São Jorge ... 98 Pico ... 100 Faial... 102 Flores ... 104 Corvo ... 1066. Ações para a melhoria da qualidade de serviço ... 109
Redes ... 109
Produção ... 114
Anexos ... 116
Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições ... 116
Anexo II - Classificação das causas das interrupções ... 126
Quadro geral de classificação ... 126
Origem das interrupções ... 128
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Índice de tabelas
Tabela 2-1 Percentagem de atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA ... 17
Tabela 2-2 Visitas combinadas às instalações dos clientes ... 26
Tabela 2-3 Assistência técnica após comunicação de avaria ... 27
Tabela 2-4 Compensações pagas a clientes por incumprimento de prazo de chegada à instalação do cliente ... 28
Tabela 2-5 Compensações pagas pelos clientes ... 29
Tabela 2-6 Restabelecimento do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente ... 30
Tabela 2-7 Número de clientes com necessidades especiais e clientes prioritários ... 31
Tabela 3-1 - Evolução do número de ocorrências ... 34
Tabela 3-2 - Evolução do número de ocorrências por causa ... 35
Tabela 3-3 - Evolução do n.º de ocorrências por origem ... 36
Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA ... 37
Tabela 3-5 - Evolução do n.º de interrupções por origem e duração ... 38
Tabela 3-6 - Evolução do n.º de interrupções por ilha ... 39
Tabela 3-7 - N.º de interrupções 2014 por tipo de duração e origem ... 40
Tabela 3-8 - N.º de interrupções longas por causa ... 40
Tabela 3-9 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas ... 42
Tabela 3-10 - Evolução dos indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona, para interrupções longas ... 42
Tabela 3-11 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções longas ... 43
Tabela 3-12 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas ... 43
Tabela 3-13 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (hh:mm).. 44
Tabela 3-14 - Evolução do TIEPI por ilha - interrupções longas (hh:mm) ... 45
Tabela 3-15- TIEPI - interrupções longas por origem (hh:mm) ... 45
Tabela 3-16 - TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) ... 46
Tabela 3-17 - MAIFI - interrupções longas por origem (n.º) ... 47
Tabela 3-18 - MAIFI - interrupções longas por causa (n.º) ... 47
Tabela 3-19 - Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) ... 48
Tabela 3-20- SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) ... 48
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Tabela 3-22 - Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) ... 49
Tabela 3-23 - Evolução do SAIDI - interrupções longas (hh:mm) ... 50
Tabela 3-24 - SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm) ... 50
Tabela 3-25 - SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) ... 51
Tabela 3-26 - SAIDI - interrupções longas (hh:mm) ... 51
Tabela 3-27 - Estimativa de energia não distribuída (MWh) ... 52
Tabela 3-28 - N.º de interrupções em PdE da rede BT (em milhares) ... 53
Tabela 3-29 - Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede BT na RAA ... 53
Tabela 3-30 - N.º de interrupções longas em PdE da rede BT, na RAA (apenas se apresentam causas com mais de um milhar) ... 54
Tabela 3-31 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas ... 54
Tabela 3-32 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem ... 55
Tabela 3-33 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa ... 55
Tabela 3-34 - Indicadores de continuidade de serviço de BT da RAA, para interrupções longas ... 55
Tabela 3-35 - Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) ... 56
Tabela 3-36 - SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) ... 56
Tabela 3-37 - SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) ... 57
Tabela 3-38 – SAIFI BT, para interrupções longas (n.º) ... 57
Tabela 3-39 - Evolução do SAIDI BT - interrupções longas (hh:mm) ... 58
Tabela 3-40 - SAIFI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) ... 59
Tabela 3-41 - SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) ... 59
Tabela 3-42 – SAIFI BT, para interrupções longas (hh:mm) ... 60
Tabela 3-43 - Padrão de número de interrupções por ano ... 61
Tabela 3-44 - Padrão da duração total das interrupções (horas por ano) ... 61
Tabela 3-45 - Número total de compensações ... 62
Tabela 3-46 - Valor total de compensações (€) ... 62
Tabela 3-47 - Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento ... 63
Tabela 3-48 - Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo ... 63
Tabela 4-1 - Pontos de monitorização – Redes de transporte e distribuição em AT e MT ... 66
Tabela 4-2 - Pontos de monitorização – Rede de distribuição em BT ... 68
Tabela 4-3 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria ... 70
Tabela 4-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria ... 71
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Tabela 4-6 Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel ... 72
Tabela 4-7 Cavas na média tensão na Ilha Terceira ... 72
Tabela 4-8 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira ... 73
Tabela 4-9 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa ... 73
Tabela 4-10 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa... 74
Tabela 4-11 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge ... 74
Tabela 4-12 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge ... 75
Tabela 4-13 Cavas na média tensão na Ilha do Pico ... 76
Tabela 4-14 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico ... 77
Tabela 4-15 Cavas na média tensão na Ilha do Faial ... 77
Tabela 4-16 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial ... 78
Tabela 4-17 Cavas na média tensão na Ilha das Flores ... 79
Tabela 4-18 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores ... 79
Tabela 4-19 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo ... 79
Tabela 4-20 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria ... 80
Tabela 4-21 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria ... 80
Tabela 4-22 Sobretensões na média tensão na ilha de São Miguel ... 81
Tabela 4-23 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel ... 81
Tabela 4-24 Sobretensões na média tensão ilha Terceira... 81
Tabela 4-25 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira ... 82
Tabela 4-26 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa... 82
Tabela 4-27 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa ... 83
Tabela 4-28 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge ... 83
Tabela 4-29 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge ... 84
Tabela 4-30 – Sobretensões na média tensão na ilha do Pico ... 84
Tabela 4-31 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico ... 85
Tabela 4-32 Sobretensões média tensão na ilha do Faial ... 86
Tabela 4-33 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial ... 86
Tabela 4-34 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores ... 87
Tabela 4-35 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores ... 87
Tabela 4-36 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores ... 87
Tabela 4-37- Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período de 2007-2015. ... 88
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Índice de gráficos
Gráfico 2-1 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia ... 14
Gráfico 2-2 Execução de pedidos de fornecimento de energia ... 14
Gráfico 2-3 Prazo de ligação BT ... 15
Gráfico 2-4 Tempo médio de ligação ... 16
Gráfico 2-5 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos ... 17
Gráfico 2-6 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos ... 18
Gráfico 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de avarias ... 19
Gráfico 2-8 Atendimento telefónico comercial ... 19
Gráfico 2-9 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis ... 20
Gráfico 2-10 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior ... 21
Gráfico 2-11 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças ... 23
Gráfico 2-12 Tratamento de reclamações relativas à qualidade da energia elétrica ... 24
Gráfico 2-13 Tratamento de reclamações relativas ao funcionamento dos equipamentos de medição ... 25
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1. Introdução
O ano de 2015 foi o segundo ano de vigência do atual Regulamento da Qualidade de Ser-viço que definiu novos contextos e novas me-tas para os parâmetros relativos à qualidade do serviço a prestar aos clientes.
As alterações introduzidas por esta redação do Regulamento da Qualidade de Serviço, para a RAA, foram significativas no que res-peita à continuidade de serviço: padrões de qualidade mais exigentes, alargamento do seu âmbito ao nível da tipologia de interrup-ções que os abrange e a extensão desses pa-drões a interrupções com origem em centros produtores.
A EDA continua a envidar esforços no sentido de adequar a exploração dos nove sistemas a estes níveis de exigência.
Conforme o estabelecido no Regulamento de Qualidade de Serviço, compete à Eletrici-dade dos Açores S.A., como entiEletrici-dade con-cessionária do transporte e distribuição da Re-gião Autónoma dos Açores, elaborar, anual-mente, o relatório da qualidade de serviço. Em cumprimento do estabelecido nesse Regu-lamento, em particular o referido na secção II
do Capítulo IX, foi elaborado o presente rela-tório, onde se apresentam os indicadores que caracterizam a continuidade de serviço, a qualidade da onda de tensão, a qualidade de serviço de âmbito comercial, referentes ao ano de 2015.
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2. Qualidade de serviço
comer-cial
Sabendo que a relação existente entre o prestador do serviço e o cliente é o retrato mais fiel da qualidade do serviço prestado, facilmente se compreende que a enunci-ada qualidade do serviço se exprima atra-vés de temas como a brevidade e capaci-dade de resposta às solicitações dos clien-tes, o nível do atendimento prestado, bem como a assistência técnica e a avaliação da satisfação dos mesmos. Logo, a quali-dade de serviço comercial é criteriosamente analisada por via de Indicadores Gerais, In-dicadores Individuais e da avaliação do grau de satisfação de clientes. Os indicado-res são baseados em critérios simples, calcu-láveis e regucalcu-láveis, e permitem qualificar, quantificar e avaliar o nível do desempenho técnico e comercial num determinado perí-odo de tempo.
Neste sentido, de forma a estar à altura dos desafios e em constante evolução, a EDA garantiu e mantém desde 2006 a certifica-ção da qualidade pela Norma NP EN ISO 9001, certificação esta que obedece a re-quisitos bastante rigorosos e que visa promo-ver a normalização de produtos/serviços para que a qualidade destes seja perma-nentemente melhorada. A adoção da Norma NP EN ISO 9001 tem sido vantajosa para a empresa, uma vez que lhe tem vindo a conferir maior organização, qualidade na prestação de serviços, produtividade e cre-dibilidade, elementos que são facilmente identificáveis pelo cliente, na relação que mantém com a EDA.
É ainda de realçar que a realidade arquipe-lágica dos Açores representa dificuldades acrescidas, tanto do ponto de vista da ges-tão do sistema eletroprodutor, como da perspetiva do relacionamento comercial,
pois a dispersão de recursos humanos, a ne-cessidade destes desempenharem múltiplas tarefas, por vezes em distintas áreas de ne-gócio, são fatores determinantes no desem-penho qualitativo do serviço prestado. Dado que os recursos são escassos em algumas ilhas, determinadas contingências, como por exemplo o absentismo por razões de sa-úde (ou outras), podem ser obstáculos deli-mitadores ao normal funcionamento dos ser-viços, e ao cumprimento dos padrões de qualidade estabelecidos, o que não tem acontecido na maioria dos casos, em vir-tude da melhoria continua que tem vindo a ser implementada na EDA, ao nível tecnoló-gico e da aposta na formação técnica dos seus colaboradores.
Qualidade de serviço
co-mercial
Indicadores gerais
Perspetivando avaliar o relacionamento co-mercial que os operadores de rede/comer-cializadores de último recurso têm com os cli-entes, foram criados os Indicadores Gerais de Qualidade de Serviço Comercial, indica-dores estes que estabelecem o nível mínimo de qualidade de serviço a assegurar pela entidade comercializadora de último re-curso, neste caso, a EDA, S.A..Dando sequência ao preconizado pelo Re-gulamento 455/2013 – ReRe-gulamento da Qualidade de Serviço do Setor Elétrico e à Diretiva da ERSE nº 20/2013, que aprova os parâmetros da regulação da qualidade de serviço do setor elétrico, encontram-se de-signados no seu ponto 8 os Indicadores
ge-13
rais da qualidade de serviço comercial eres-petivos padrões, respeitantes aos seguintes temas:
Atendimento telefónico para co-municação de avarias - Artigo 36º; Pedidos de informação
apresenta-dos por escrito – Artigo 39º;
Ativação de fornecimento de ener-gia elétrica – Artigo 46º;
Frequência da leitura de equipa-mentos de medição – Artigo 49º. Para os restantes indicadores gerais, embora sejam quantificados ao abrigo do RQS, não se encontram previstos pela ERSE padrões associados.
Os restantes indicadores gerais de qualidade de serviço comercial sem padrões associa-dos pela ERSE e que irão ser objeto de aná-lise neste relatório são os seguintes:
Número de orçamentos de ramais de BT elaborados num prazo má-ximo de 15 dias – Artigo 45º, coadju-vado pelo artigo 191º e seguintes do RRC;
Número de ramais de BT executa-dos – Artigo 45º, coadjuvado pelo Artigo 191º e seguintes do RRC; Tempo médio de ativação de
for-necimento de energia elétrica em instalações de BT – Artigo 46º; Percentagem de atendimentos
pre-senciais com tempos de espera até
20 minutos, nos centros de atendi-mento – Artigo 33º;
Percentagem de leituras fornecidas de forma automática, relativa-mente ao total de chamadas rece-bidas para comunicação de leitu-ras – Artigo 35º;
Percentagem de atendimentos te-lefónicos comerciais centralizados (call center) para comunicação de avarias, com tempos de espera até 60 segundos – Artigo 37º, coadju-vado pelo nº 2 do Artigo 6º do De-creto-Lei nº 134/2009, de 02 de ju-nho;
Percentagem de orçamentos de ramais de baixa tensão elaborados no prazo máximo de 15 dias úteis
No Gráfico 2-1 encontra-se apresentada a realização dos orçamentos de ramais de baixa tensão relativos ao ano de 2015. Analisando o gráfico podemos concluir que o prazo máximo de 15 dias úteis preconizado pelo Art.º 45º do RQS foi cumprido integral-mente nas ilhas Graciosa e Corvo e que nas restantes ilhas os valores atingidos foram iguais ou acima de 95%.
Em termos quantitativos, verificou-se que dos 4.099 Pedidos de Fornecimento de Energia orçamentados, 3.948 foram elaborados num prazo igual ou inferior a 15 dia úteis, o que corresponde a uma percentagem de 96 %, ao nível EDA.
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Gráfico 2-1 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energiaNúmero de ramais de baixa tensão exe-cutados
O número de ramais de baixa tensão execu-tados durante o ano de 2015 pela EDA foi de
3.799, distribuído pelas ilhas do arquipélago, de acordo com o Gráfico 2-2, abaixo apre-sentado.
Gráfico 2-2 Execução de pedidos de fornecimento de energia 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% Santa Maria São Miguel
Terceira Graciosa São Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
109 1878 752 91 132 504 233 86 14 3799 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 Santa Maria São Miguel
Terceira Graciosa São Jorge
15
Percentagem de ativações de forneci-mento de energia elétrica em instala-ções de baixa tensão, executadas no prazo máximo de dois dias úteis após a celebração do contrato de forneci-mento de energia elétrica
Conforme estabelecido no nº 3 e nº 6 do Ar-tigo 46º do RQS, a ativação de energia elé-trica em baixa tensão é avaliada através de 2 indicadores gerais, sendo que um deles é relativo ao prazo para a realização da ativa-ção e o outro relaciona-se com o tempo mé-dio de ativação.
Conforme o nº 8 do artigo supracitado, o prazo de ativação corresponde ao tempo entre a celebração do contrato de forneci-mento de energia elétrica com o cliente e a realização da ativação.
Ainda de acordo com o nº 10 do artigo su-pracitado, no cálculo deste indicador não são consideradas as ligações em que o cente expressamcente solicite uma data de li-gação com prazo superior aos dois dias úteis regulamentarmente estabelecidos. Não fo-ram igualmente consideradas situações
onde a ligação não é executada por facto imputável ao cliente. Por outro lado, no seu cálculo apenas são tidas em conta as situa-ções em que o ramal já se encontra estabe-lecido, que envolvam somente a colocação ou operação de equipamentos de corte ao nível da portinhola, da caixa de coluna, a li-gação ou montagem do contador de ener-gia elétrica e do disjuntor de controlo de po-tência, ou ainda situações onde o contador já está montado.
Relativamente ao indicador geral de prazo para ativação, podemos observar as varia-ções verificadas entre a realização e o pa-drão exigido na Diretiva 20/2013 da ERSE (90%) no Gráfico 2-3, abaixo apresentado. Assim, visto que a variação entre o padrão exigido e o resultado alcançado foi de + 8,36%, fruto da elevada eficácia alcançada em todas as ilhas do Arquipélago, podemos comprovar que o padrão estipulado foi lar-gamente ultrapassado, o que revela uma vez mais que também nesta matéria a EDA consolida a excelência que caracteriza o seu serviço.
Gráfico 2-3 Prazo de ligação BT
98,36% 84,00% 86,00% 88,00% 90,00% 92,00% 94,00% 96,00% 98,00% 100,00% Santa
16
No que diz respeito ao indicador de tempomédio de ativação, podemos verificar no
Gráfico 2-4 que este se verifica em 1 dia para todas as ilhas do arquipélago.
Gráfico 2-4 Tempo médio de ligação
Percentagem de atendimentos presen-ciais com tempos de espera até 20 mi-nutos nos centros de atendimento.
De acordo com o estipulado no nº 4 do Ar-tigo 32º do RQS e no caso concreto do aten-dimento presencial dos centros de atendi-mento. O cálculo do respetivo indicador é determinado, de acordo com o nº 3 do Ar-tigo 33º, pelo tempo que medeia entre o ins-tante em que a “senha” é retirada pelo cli-ente à chegada ao local de atendimento, sendo-lhe atribuído o número de ordem, e o início do seu atendimento. Este deve ser cal-culado para os centros de atendimento que garantiram pelo menos 40% dos atendimen-tos efetuados no período em análise. Assim sendo, a análise irá recair nas ilhas de São Miguel, Terceira e Faial, pois é nestas ilhas que se encontram os centros de atendi-mento com maior fluxo de clientes, que
ga-rantem valores percentuais acima do preco-nizado pelo RQS e com capacidade de aná-lise deste indicador, uma vez que dispõem de sistema automático de senhas por ordem de chegada do cliente. As lojas comerciais que irão estar sob análise para a concretiza-ção deste indicador são as Lojas da Matriz de Ponta Delgada, do Caminho da Levada e da Ribeira Grande na Ilha de São Miguel, as lojas de Angra do Heroísmo e da Praia da Vitória na Ilha Terceira e a loja da Horta na Ilha do Faial, que equivalem a 54,8% do total dos atendimentos presencias em Lojas co-merciais da EDA, conforme Tabela 3-1abaixo apresentada. De referir que em relação às lojas comerciais do Caminho da Levada, Praia da vitória e Horta, foram tidos em aten-ção apenas os atendimentos relativos ao período compreendido entre Agosto e De-zembro de 2015, uma vez que foi só durante este período que esteve em funcionamento o sistema automático de gestão de filas de espera nestas lojas.
0 1
Santa
17
Tabela 2-1 Percentagem de atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDAA análise do Gráfico 2.5 permite-nos verificar que a percentagem de tempos de espera
até 20 minutos nas 6 lojas comerciais de maior fluxo de atendimento presencial, é de 95,3%.
* Atendimentos relativos ao período compreendido entre agosto e dezembro de 2015
Gráfico 2-5 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos Loja
Número de atendimentos presenciais realizados
Número de atendimentos presenciais realizados com
tempo de espera ≤ 20 minutos
% de atendimentos presenciais com tempos
de espera até 20 minutos
Matriz de Ponta Delgada 64 154 63 395 98,8%
Caminho da Levada * 18 056 13 272 73,5% Ribeira Grande 44 096 43 638 99,0% Angra do Heroísmo 52 954 51 017 96,3% Praia da Vitória * 13 333 11 890 89,2% Horta * 8 868 8 802 99,3% Total 201 461 192 014 95,3%
Atendimentos presenciais com tempos de espera até 20 minutos nos centros de atendimento
95,3% 0,0% 20,0% 40,0% 60,0% 80,0% 100,0% Matriz de Ponta Delgada Caminho da
18
Percentagem de leituras fornecidas de forma automática, relativamente ao to-tal de chamadas recebidas para comu-nicação de leituras
De acordo com o estipulado no nº 2 do Ar-tigo 35º do RQS, no caso de a receção de leituras ser assegurada por um sistema auto-mático de atendimento, o desempenho é
avaliado através de um indicador geral rela-tivo ao sucesso da comunicação de leituras, não havendo um padrão estipulado pela ERSE para este indicador.
Conforme Gráfico 2-6 aqui apresentado, po-demos verificar que 48,4% das leituras regis-tadas de forma automática são efetuadas através de atendimento telefónico.
Gráfico 2-6 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos
Percentagem de atendimentos para comunicação de avarias, com tempos de espera até 60 segundos no atendi-mento telefónico centralizado
O indicador geral relativo ao atendimento telefónico para comunicação de avarias é determinado através do quociente entre o número de chamadas com tempo de es-pera até 60 segundos e o número total de chamadas, conforme está disposto no ponto 3 do Artigo 36º do RQS.
Tendo em atenção o Gráfico 2-7 abaixo apresentado, o valor percentual atingido
pela EDA para este indicador é de 86,6%. Po-demos verificar que o padrão exigível pela Diretiva 20/2013 da ERSE (85%), foi atingido numa grande parte dos meses do ano e nos 3 meses onde se verificaram maiores intem-péries durante o ano de 2015 não foi atin-gido, essencialmente devido ao facto do
call center da EDA ter características
híbri-das e não possuir linhas dedicahíbri-das ao aten-dimento de avarias, sendo os tempos de atendimento bastante afetados, sempre que se verificam principalmente avarias no setor de produção da empresa, verificando-se, em termos globais EDA, uma melhoria deste indicador em relação ao ano de 2014, em 3,3%. 48% 45% 46% 47% 48% 49% 50% 51% 52% 53%
19
Gráfico 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de avariasPercentagem de atendimento telefó-nico centralizado (call center), com tempos de espera até 60 segundos
O indicador geral relativo ao atendimento telefónico comercial é determinado através do quociente entre o número de chamadas com tempo de espera até 60 segundos e o
número total de chamadas, conforme está disposto no ponto 3 do Artigo 37º do RQS e é igualmente requerido pelo nº 2 do Artigo 6º do Decreto-Lei nº 134/2009, de 2 de junho. De acordo com o Gráfico 2-8, abaixo apre-sentado, verificamos que 68,5% das chama-das recebichama-das pelo call center da EDA têm tempos de espera até 60 segundos.
Gráfico 2-8 Atendimento telefónico comercial 85,0% 83,8% 89,7% 90,8% 85,6% 86,0% 89,2% 85,7% 90,4% 90,8% 84,2% 83,6% 86,6% 78,0% 80,0% 82,0% 84,0% 86,0% 88,0% 90,0% 92,0% 68,5% 0,0% 10,0% 20,0% 30,0% 40,0% 50,0% 60,0% 70,0% 80,0%
20
Percentagem de pedidos de informa-ção apresentados por escrito, respondi-dos até 15 dias úteis
No que diz respeito aos pedidos de informa-ção que a EDA recebeu por escrito, está es-tabelecido pela Diretiva 20/2013 da ERSE, que o valor padrão deste indicador geral de qualidade comercial é de 90%.
De acordo com o nº 4 do Artigo 39º do RQS este indicador geral deve ser calculado
através do quociente entre o número de pe-didos de informação apresentados por es-crito cuja resposta não excedeu 15 dias úteis e o número total de pedidos de informação apresentados por escrito.
Da análise ao Gráfico 2-9, concluímos que o padrão exigido pela ERSE foi cumprido inte-gralmente em todas as ilhas, salientando que todos os pedidos de informação recebi-dos foram respondirecebi-dos antes recebi-dos 15 dias úteis. De referir ainda que na ilha do Corvo, não foram recebidos pedidos de informa-ção apresentados por escrito.
Gráfico 2-9 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis
Percentagem de clientes de baixa ten-são normal cujo contador tenha sido objeto de leitura com intervalo, face à leitura anterior, em prazo inferior ou igual a 96 dias
Conforme o nº 2 do Artigo 49º do RQS a fre-quência da leitura dos equipamentos de medição é avaliada por um indicador geral, devendo o mesmo ser calculado através do
quociente entre o número de leituras com in-tervalo, face à leitura anterior, inferior ou igual a 96 dias e o número total de leituras. De acordo com a Diretiva 20/2013 da ERSE o padrão associado a este indicador geral de qualidade comercial é de 92%.
Como pode ser verificado através do Grá-fico 2-10, abaixo apresentado, a EDA apre-senta um valor de 93%, o que indica cumpri-mento acima do preconizado pela ERSE.
95% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Santa
21
Gráfico 2-10 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior93% 75% 80% 85% 90% 95% 100% Santa
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Indicadores Individuais
Visando caraterizar e avaliar o desempenho que a entidade concessionária tem de asse-gurar a cada cliente, surgiram os indicadores individuais de relacionamento comercial. Os níveis mínimos exigidos estão previstos nos Ar-tigos 41º, 47º, 48º e 50º do Regulamento de Qualidade de Serviço, assim como o paga-mento de uma compensação monetária pelo incumprimento dos mesmos, ao abrigo do Artigo 52º.
Ao abrigo do Artigo 56º do RQS, quando houver lugar ao pagamento de compensa-ções aos clientes, a informação do direito de compensação e o respetivo pagamento de-vem ser efetuados, o mais tardar, na primeira fatura emitida após terem decorrido 45 dias contados a partir da data da ocorrência do facto que fundamenta o direito à compen-sação.
Para os indicadores individuais de qualidade comercial, embora sejam quantificados ao abrigo do RQS, não se encontram previstos pela ERSE padrões associados.
Os indicadores individuais de qualidade de serviço comercial que irão ser objeto de análise neste relatório são os seguintes:
Reclamações relativas a faturação apreciadas e respondidas até 15 dias úteis – Artigo 42º;
Reclamações relativas à qualidade da energia elétrica fornecida apre-ciadas e respondidas até 15 dias úteis – Artigo 43º;
Reclamações relativas ao funciona-mento dos equipafunciona-mentos de medi-ção apreciadas e respondidas até 15 dias úteis – Artigo 44º;
Visitas combinadas às instalações dos clientes num prazo máximo de 2,5 horas (OPCC) – Artigo 47º; Assistência técnica após
comunica-ção pelo cliente de avaria na sua alimentação individual de energia elétrica – Artigo 48º;
Restabelecimento do fornecimento de energia elétrica após interrup-ção do serviço por facto imputável ao cliente – Artigo 50º do RQS, co-adjuvado pelo artigo 76º do RRC;
Reclamações relativas a Faturação apreciadas e respondidas até 15 dias úteis
Sempre que um cliente do operador da rede de distribuição e do comercializador de úl-timo recurso da RAA apresenta uma recla-mação relativa a faturação, o RQS obriga a entidade concessionária de transporte e dis-tribuição a apreciar e informar o cliente do resultado da apreciação ou propor uma re-união de forma a promover o completo es-clarecimento do assunto, no prazo máximo de 15 dias úteis, após a data de receção da reclamação.
De acordo com o nº 2 do Artigo 42º do RQS, a apresentação de reclamações sobre fatu-ração determina a suspensão de eventuais ordens de interrupção de energia por falta de pagamento da fatura reclamada, até à sua apreciação pelo comercializador de úl-timo recurso, desde que acompanhada de informações concretas e objetivas que colo-quem em evidência a possibilidade de ter ocorrido um erro de faturação.
Das 220 reclamações recebidas na EDA rela-tivas a faturação, verifica-se que 218 foram respondidas dentro do prazo e 2 foram res-pondidas fora do prazo, daí a percentagem de 99% abaixo apresentada no Gráfico 2-11.
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Gráfico 2-11 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobrançasReclamações relativas à qualidade da energia apreciadas e respondidas até 15 dias úteis
De acordo com o Artigo 43º do RQS, a apre-sentação de reclamações relativas às ca-racterísticas técnicas da energia elétrica deve ser acompanhada da descrição dos factos indiciadores de que os parâmetros caracterizadores da tensão de alimentação se encontram fora dos limites regulamenta-res.
Após a apresentação da reclamação pelo cliente, o operador da rede deve, num prazo de 15 dias úteis, dar conhecimento por escrito ao cliente, das razões justificativas da falta de qualidade da energia elétrica, caso sejam conhecidas, e das ações corretivas a
adotar e respetivo prazo de implementa-ção. Deve ainda efetuar uma visita às insta-lações do cliente para verificar as caracte-rísticas da energia elétrica e analisar as cau-sas da eventual falta de qualidade da ener-gia elétrica e eventualmente proceder à re-alização de medições durante o tempo ne-cessário, de modo a recolher informação que lhe permita uma avaliação completa e objetiva da situação.
Das 228 reclamações recebidas na EDA rela-tivas à qualidade da energia, verifica-se que 225 foram respondidas dentro do prazo, 3 fo-ram respondidas fora do prazo, daí a per-centagem de 99% abaixo apresentada no Gráfico 2-12. Não se verificaram reclama-ções relativas à qualidade da energia elé-trica nas ilhas do Faial e Flores.
99% 86% 88% 90% 92% 94% 96% 98% 100% Santa
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Gráfico 2-12 Tratamento de reclamações relativas à qualidade da energia elétricaReclamações relativas ao funciona-mento dos equipafunciona-mentos de medição apreciadas e respondidas até 15 dias úteis
De acordo com o Artigo 44º do RQS, a apre-sentação de reclamações relativas aos equipamentos de medição deve ser acom-panhada da descrição dos factos que colo-quem em evidência a possibilidade do equi-pamento de medição poder estar a funcio-nar fora das margens de erro admitidas re-gulamentarmente.
Após a apresentação da reclamação pelo cliente, o operador da rede deve, num prazo de 15 dias úteis, efetuar uma visita à instalação de utilização do cliente para pro-ceder à verificação do funcionamento do equipamento de medição, devendo o cli-ente ser avisado previamcli-ente.
Das 170 reclamações recebidas na EDA rela-tivas ao funcionamento dos equipamentos de medição, verifica-se que 168 foram res-pondidas dentro do prazo, 2 foram respondi-das fora do prazo, daí a percentagem de 99% abaixo apresentada Gráfico 2-13.
99% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Santa Maria São Miguel
Terceira Graciosa São Jorge
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Gráfico 2-13 Tratamento de reclamações relativas ao funcionamento dos equipamentos de mediçãoVisitas combinadas às instalações dos clientes
O procedimento corrente da estrutura de atendimento da EDA prevê que se informem os clientes no que se refere ao direito que lhes assiste em poderem optar pela marca-ção de uma ordem programada (OPCC – Ordem Programada com os Clientes), que garanta um intervalo de 2,5 horas, durante o qual os técnicos ao serviço da EDA assegu-rarão a sua presença para a realização de qualquer trabalho que exija também a pre-sença dos clientes nos locais da instalação. Alternativamente, a EDA informa igualmente os clientes que poderão optar por ser con-tactados imediatamente antes de se diri-girem à instalação, combinando uma hora que possa melhor servir ambas as partes, evi-tando esperas prolongadas e situações de absentismo que poderão sobretudo penali-zar os clientes que não terão outra alterna-tiva senão a de faltarem aos seus compro-missos profissionais ou a solicitarem dispensa dos mesmos.
A realidade física da Região Autónoma dos Açores, onde as acessibilidades são facilita-das (distâncias mais curtas a cumprir), permi-tem à maioria dos clientes optar por esta úl-tima prerrogativa. Com estas medidas pro-cura-se otimizar o funcionamento das equi-pas técnicas, evitando-se deslocações infru-tíferas às instalações dos clientes, possíveis atrasos nas visitas às instalações de outros cli-entes, bem como esperas excessivas por parte destes.
Tendo em atenção o ano de 2015 e conside-rando o procedimento acima descrito e conforme Tabela 2-2 abaixo apresentada, do total das visitas combinadas com clientes (651), foram realizadas 650. Do total das visi-tas realizadas, 621 cumpriram com o tempo estipulado pelo nº 5 do Artigo 47º do RQS, 8 não foram realizadas dentro do prazo estipu-lado pelo RQS por responsabilidade do cli-ente e 21 não foram realizadas, por respon-sabilidade da EDA. Foram igualmente rea-gendadas 12 visitas, devido a cancelamen-tos. 99% 86% 88% 90% 92% 94% 96% 98% 100% Santa
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Tabela 2-2 Visitas combinadas às instalações dos clientesAssistência técnica após comunicação pelo cliente, de avaria na sua alimenta-ção individual de energia elétrica
De acordo com o Artigo 48º do RQS sempre que a entidade concessionária do trans-porte e distribuição tenha conhecimento de avarias na alimentação individual de ener-gia elétrica dos seus clientes de BT, deve dar início à intervenção dos trabalhos com o objetivo do seu restabelecimento no má-ximo de 3 horas para clientes prioritários e de 4 horas para os restantes clientes. Se a comu-nicação da avaria à entidade concessioná-ria do transporte e distribuição for efetuada
fora do período das 8 às 24 horas, os prazos atrás indicados apenas começam a contar a partir das 8 horas da manhã seguinte. Conforme Tabela 2-3 abaixo apresentada, o total de pedidos de assistência técnica a ins-talações de clientes prioritários foi de 12, tendo sido sempre cumprido o prazo estipu-lado no RQS, nomeadamente, na alínea a) do nº 4 do Art.º 48º. No que diz respeito aos clientes não prioritários o total de pedidos de assistência foi de 3.016, dos quais, 2.948 fo-ram cumpridos no prazo estipulado pela alí-nea b) do nº 4 do Art.º 48º do RQS e 689 fo-ram assistências técnicas a instalações cuja responsabilidade não era do ORD.
Agendadas Realizadas Realizadas dentro do prazo RQS Não realizadas dentro do prazo (resp. do cliente) Não realizadas dentro do prazo (resp. da EDA) Cancelamentos Reagendamento s Santa Maria 3 3 3 0 0 0 São Miguel 399 398 383 5 10 9 Terceira 197 197 188 2 7 1 Graciosa 6 6 5 0 1 0 São Jorge 2 2 2 0 0 0 Pico 12 12 11 0 1 1 Faial 27 27 24 1 2 1 Flores 5 5 5 0 0 0 Corvo 0 0 0 0 0 0 EDA 651 650 621 8 21 12
Ordens de serviço OPC Região
27
Tabela 2-3 Assistência técnica após comunicação de avariaConforme Tabela 2-4, abaixo apresentada, em 2015 foram identificadas 68 situações de incumprimento dos padrões definidos no Art.º supracitado, das quais 30 foram por im-possibilidade de aceder à instalação do
cli-ente em situação em que o acesso se reve-lava indispensável ao cumprimento dos pa-drões individuais de qualidade e 38 por in-cumprimento da EDA do prazo de chegada ao local da instalação do cliente. Foi efetu-ado o pagamento de compensações no montante de 760,00€ Ilha Concelho Total de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários Total de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 3 horas Total de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários Total de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 4 horas Total de assistências técnicas a avarias nas instalações dos clientes cuja responsabilidade não é do ORD
(a faturar) Santa
Maria Vila do Porto 82 82 27
Lagoa 1 1 117 113 21 Ponta Delgada 1 1 621 598 149 Vila Franca do Campo 1 1 56 56 7 Povoação 63 61 9 Nordeste 1 1 50 49 8 Ribeira Grande 1 1 271 267 50 Angra do Heroismo 1 1 642 630 175 Praia da Vitoria 423 407 107
GraciosaSanta Cruz da
Graciosa 57 57 7 Calheta 1 1 57 56 10 Velas 77 76 16 Lajes do Pico 71 70 12 Madalena 90 89 20 São Roque 54 54 14 Faial Horta 3 3 200 198 45
Lajes das Flores 1 1 35 35 2
Santa Cruz das
Flores 1 1 44 44 9
Corvo Vila Nova do
Corvo 6 6 1 Total EDA 12 12 3 016 2 948 689 Flores São Miguel Terceira São Jorge Pico
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Tabela 2-4 Compensações pagas a clientes por incumprimento de prazo de chegada à instalação docli-ente É ainda de realçar que, ao abrigo do nº 7 do Art.º 47 do RQS, em caso de ausência do cli-ente na instalação, após ter agendado visita combinada com a EDA e tendo esta com-parecido no intervalo acordado, o operador da rede de distribuição tem direito a uma compensação (preço regulado), nos termos do nº 2 do Art.º 55º do RQS.
Por outro lado, ao abrigo do nº 7 do Art.º 48º do RQS, se a avaria comunicada à entidade concessionária se situar na instalação indivi-dual do cliente e for da sua responsabili-dade, a entidade concessionária pode exi-gir-lhe o pagamento de uma quantia refe-rente à deslocação efetuada (preço regu-lado), ao abrigo do nº 3 do Artigo 55º do RQS. Ilha Concelho Total de intervenções iniciadas fora dos prazos regulamentares
Número de exclusões por impossibilidade de aceder à instalação do cliente, caso o acesso se
revele indispensável ao cumprimento dos padrões individuais de qualidade Número de compensações pagas pelo ORD aos
clientes, por incumprimento em assistência técnica, do prazo de chegada ao local Montante pago em compensações
pelo ORD aos clientes, por incumprimento em assistência técnica, do prazo de chegada ao local Santa
Maria Vila do Porto 0 0 0 0,00 €
Lagoa 4 1 3 60,00 € Ponta Delgada 23 12 11 220,00 € Vila Franca do Campo 0 0 0 0,00 € Povoação 2 2 0 0,00 € Nordeste 1 1 0 0,00 € Ribeira Grande 4 2 2 40,00 € Angra do Heroismo 12 6 6 120,00 € Praia da Vitoria 16 4 12 240,00 € Graciosa Santa Cruz da
Graciosa 0 0 0 0,00 € Calheta 1 1 0 0,00 € Velas 1 0 1 20,00 € Lajes do Pico 1 0 1 20,00 € Madalena 1 0 1 20,00 € São Roque 0 0 0 0,00 € Faial Horta 2 1 1 20,00 €
Lajes das Flores 0 0 0 0,00 €
Santa Cruz das
Flores 0 0 0 0,00 €
Corvo Vila Nova do Corvo 0 0 0 0,00 €
Totais 68 30 38 760,00 € Pico Flores São Miguel Terceira São Jorge
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A Tabela 2-5, abaixo apresentada, reflete ascompensações acima referidas para o ano de 2015.
Tabela 2-5 Compensações pagas pelos clientes
Restabelecimento do fornecimento de energia elétrica após suspensão do ser-viço por facto imputável ao cliente
Estão definidos no RQS os factos imputáveis aos clientes que podem levar à suspensão do fornecimento de energia elétrica. A partir do momento em que esteja ultrapassada a situação que levou à suspensão do serviço e liquidados os pagamentos determinados le-galmente, a entidade concessionária de transporte e distribuição, bem como os co-mercializadores de último recurso, têm um prazo máximo para restabelecer o forneci-mento de energia elétrica na instalação in-dividual do cliente.
De acordo com o nº 4 do Artigo 50º os prazos são os seguintes:
12 Horas para clientes BTN; 8 Horas para os restantes clientes; 4 Horas para os casos em que o
cli-ente pague o preço adicional para restabelecimento de energia elé-trica fixado pela ERSE, ao abrigo do nº 2 do Artigo 76º do RRC.
Analisando a Tabela 2-6, abaixo apresen-tada, podemos apurar que das 9.781 reposi-ções do fornecimento de energia elétrica efetuadas após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente, apenas cinco re-lativas a clientes de BTN não foram efetua-das dentro do prazo estipulado pelo RQS. De referir ainda que não se verificou ne-nhuma situação de pretensão de paga-mento de taxa com carater urgente.
Quantidade Montante Quantidade Montante Quantidade Montante
Santa Maria 27 270,00 € 27 270,00 € São Miguel 5 100,00 € 244 2 440,00 € 249 2 540,00 € Terceira 2 40,00 € 282 2 820,00 € 284 2 860,00 € Graciosa 7 70,00 € 7 70,00 € São Jorge 26 260,00 € 26 260,00 € Pico 46 460,00 € 46 460,00 € Faial 1 20,00 € 45 450,00 € 46 470,00 € Flores 11 110,00 € 11 110,00 € Corvo 1 10,00 € 1 10,00 € EDA 8 160,00 € 689 6 890,00 € 697 7 050,00 €
VALORES ACUMULADOS (TOTAL ANO 2015)
RQS Artº 47 RQS Artº 48 Total
30
Tabela 2-6 Restabelecimento do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por factoim-putável ao cliente
Clientes com
necessida-des especiais e clientes
pri-oritários
Nos Artigos 62º a 67º do RQS, estão estabele-cidas as regras destinadas a acautelar um relacionamento comercial com qualidade entre os operadores de rede / comercializa-dores de último recurso e os clientes com ne-cessidades especiais e clientes prioritários. Além de manter os contactos anteriormente estabelecidos com um vasto conjunto de as-sociações representativas de clientes com necessidades especiais na Região Autó-noma dos Açores, a EDA tem vindo periodi-camente também a validar todos os dados fornecidos previamente pelas mesmas, de
forma a garantir que a sua base de dados esteja permanentemente atualizada. Para-lelamente, continuam a ser desenvolvidos esforços junto da Direcção Regional de Soli-dariedade e Segurança Social e de outras entidades representativas dos interesses dos clientes alvo, com vista à recolha de mais in-formação correlacionada. Em simultâneo com as ações acima descritas, encontram-se disponíveis na página de internet da EDA, folhetos informativos e impressos de registo para clientes com necessidades especiais, podendo estes ser impressos em cada loja comercial da EDA ou nos Centros de Energia contratados.
A Tabela 2-7 apresenta o registo de clientes com necessidades especiais e clientes priori-tários existentes na base de dados da EDA atualmente. Número Dentro do Prazo Fora do Prazo Número Dentro do Prazo Fora do Prazo Número Dentro do Prazo Fora do Prazo Santa Maria 352 350 2 7 7 0 0 0 0 São Miguel 3864 3862 2 90 90 0 0 0 0 Terceira 2162 2162 0 31 31 0 0 0 0 Graciosa 369 369 0 4 4 0 0 0 0 São Jorge 461 461 0 0 0 0 0 0 0 Pico 1103 1103 0 32 32 0 0 0 0 Faial 1017 1016 1 16 16 0 0 0 0 Flores 257 257 0 1 1 0 0 0 0 Corvo 15 15 0 0 0 0 0 0 0 EDA 9600 9595 5 181 181 0 0 0 0
BTN RESTANTES CLIENTES RESTABELECIMENTO URGENTE
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Tabela 2-7 Número de clientes com necessidades especiais e clientes prioritáriosSanta Maria
São
Miguel Terceira Graciosa
São
Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA
Número de clientes com limitações no domínio da visão - cegueira total ou
hipovisão 1 40 4 1 3 2 4 0 0 55
Número de clientes com limitações no domínio da audição - surdez total ou
hipoacusia 0 4 1 0 0 0 0 0 0 5
Número de clientes com limitações no domínio da comunicação oral
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Número de clientes para os quais a sobrevivência ou a mobilidade dependam de equipamentos cujo funcionamento é assegurado pela rede elétrica ou que coabitem com pessoas
nestas condições 1 72 10 0 3 3 5 0 0 94
Deficientes motores c/cadeira de rodas
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Clientes com necessidades especiais 2 116 15 1 6 5 9 0 0 154 Número de estabelecimentos
hospitalares, centros de saúde ou entidades que prestem serviços
equiparados 4 23 8 5 4 6 3 2 2 57
Número de instalações de forças de segurança e instalações de segurança
nacional 3 28 15 5 3 4 5 9 1 73
Número de instalações de bombeiros 1 8 4 2 6 3 1 2 1 28
Número de instalações da proteção
civil 1 0 2 0 0 2 2 2 0 9
Número de instalações de
equipamentos dedicados à segurança e gestão de tráfego marítimo ou aéreo
7 11 7 1 3 1 5 4 2 41
Número de instalações penitenciárias 0 2 1 0 0 0 1 0 0 4
Número de outro tipo de instalações de
clientes considerados prioritários 1 72 10 0 3 3 5 0 0 94
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Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço
de âmbito comercial
Ações de caráter promocional junto dos clientes
A EDA tem vindo a promover diversas iniciati-vas de sensibilização à utilização eficiente da eletricidade e da energia em geral, através de publicações disponibilizadas na sua rede co-mercial de lojas e centros de energia e infor-mação prestada nos órgãos de comunicação social, bem como participação de técnicos da empresa em ações de sensibilização junto da comunidade estudantil. Ainda nesse âm-bito, a EDA tem vindo a assumir um papel de-terminante no incentivo efetivo à aquisição de lâmpadas eficientes (lâmpadas LFC e LED), disponíveis de há alguns anos a esta parte em toda a rede comercial de lojas, na promoção das tarifas bi e tri-horárias através da realiza-ção de projeções e simulações com base em dados reais de consumo dos clientes, bem como da promoção dos descontos sociais de eletricidade (Tarifa Social e ASECE – Apoio So-cial Extraordinário ao Consumidor de Energia). Ainda no âmbito da promoção do seu portfó-lio de produtos e serviços a EDA tem vindo a participar em diversos eventos (Ex: feiras de atividades económicas, dia mundial da ener-gia, etc.) com o seu stand itinerante bem como com as suas lojas móveis, que se encon-tram localizadas nas ilhas de São Miguel, Ter-ceira e Faial / Pico.
Sistema de Gestão de Filas de Espera
A EDA estendeu o Sistema de Gestão de Filas de Espera às Lojas de Levada em Ponta Del-gada, Praia da Vitória e Horta, entrando o
mesmo em produtivo no período compreen-dido entre 27 e 31 de julho de 2015.
Call Center da Eda
Em 2015 o Call Center da EDA passou a realizar mensalmente uma campanha automática de
outbound de leituras para clientes com
ausên-cia de leitura há mais de 4 meses.
Lojas Comerciais e Centros de Energia
Ao nível das lojas comerciais da EDA e dos centros de energia contratados, concluiu-se em 2015 a implementação de um projeto de reformulação da imagem dos nossos centros de atendimento e à criação de novas acessi-bilidades, nomeadamente, rampas de acesso às lojas comerciais da Graciosa, Praia da Vitó-ria e Matriz de Ponta Delgada, para facilita-ção do acesso às mesmas a clientes com ne-cessidades especiais.
Implementação do Terminais de Paga-mento Automático (TPA) nas Lojas EDA e Centros de Energia
Esta forma de pagamento veio permitir à EDA agilizar a cobrança em loja e constituiu-se como alternativa ao numerário e/ou cheque, tendo vindo a crescer em termos de peso per-centual no total das cobranças efetuadas nas lojas comerciais EDA e Centros de Energia. Em 2015 foi implementada a primeira fase, cha-mada versão manual, pois requer a interven-ção do operador quer na introduinterven-ção do valor no TPA, quer o registo da cobrança no sistema comercial (não existe ainda interligação entre o TPA e o sistema de gestão comercial da
33
EDA). Para 2016, prevê-se a implementaçãoda versão integrada.
Implementação dos mandatos pontuais SEPA DD
Esta modalidade introduzida pelo SEPA DD permitiu o envio ao banco dos montantes em dívida sem implicar a domiciliação da conta contrato.
Trata-se de um mandato único, por oposição dos mandatos recorrentes já existentes, e pode ser utilizado por qualquer cliente não do-miciliado que pretenda efetuar o pagamento de montantes já vencidos ou que se vençam no prazo de 3 dias úteis. Esta ferramenta será complementada pelas “referências expresso” (em fase de projeto).
Extensão do prazo extra das cobranças CTT
No decurso de negociações comerciais, foi estendida aos CTT a possibilidade de co-brança das faturas de energia BTN até um prazo máximo de 7 dias após a data de ven-cimento das faturas. Esta extensão requereu desenvolvimentos ao nível dos sistemas infor-máticos da EDA.
Sistemas de Informação de suporte à ati-vidade comercial
Ao nível dos sistemas de informação de su-porte à atividade comercial é de realçar du-rante o ano de 2015 a migração para S. Mi-guel das infraestruturas tecnológicas de su-porte aos sistemas de gestão da atividade co-mercial que se encontravam localizadas em
Lisboa, sendo de destacar alguns desenvolvi-mentos para as seguintes áreas de atividade interna, que tiveram igualmente impacto posi-tivo na qualidade de serviço prestado ao cli-ente:
•
Adaptação dos processos de gestão dos encargos de corte e religação; • Adaptação da plataformaEDAON-LINE ao SEPA;
• Adaptação do EDAONLINE ao sis-tema tarifário em vigor, nomeada-mente, com a disponibilização dos escalões de potência 1,15 kVA e 2,3 kVA às opções tarifárias bi e tri-horá-rias;
• No que diz respeito aos formulários e na sequência de alterações a alguns processos relacionados com gestão de Ordens de Serviços, por motivos do novo RQS, procedeu-se a ajustes ao layout atual dos mesmos, no que respeita à informação de datas de execução;
• Alteração de alguns processos relati-vos aos planos de regularização de dívidas;
• Melhorias ao processo de verificação do desfasamento horário e criação de relatório para monitorização e gestão dos desfasamentos horários inseridos na atualização das Ordens de Serviço;
• Melhoria respeitante ao relatório de controlo de alteração de estado dos PFE, dando suporte à prestação da informação de âmbito comercial re-querida pela ERSE.
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3. Continuidade de serviço
Ao nível da continuidade de serviço, a qua-lidade é aferida através de indicadores ge-rais para as redes de distribuição em média tensão (MT) e distribuição em baixa tensão (BT), bem como indicadores individuais para os pontos de entrega das mesmas redes. Neste capítulo apresentam-se os indicadores gerais e individuais de continuidade de ser-viço, com diversas desagregações para me-lhor compreensão das origens e causas das interrupções verificadas. Os indicadores refe-renciados são apresentados com detalhe em ficheiros anexos (Anexo III).
Na Região existem três níveis de qualidade de serviço, definidos no regulamento da qualidade de serviço, designadamente: zo-nas dos tipos A, B e C. Verifica-se uma forte concentração de PdE de MT em zonas do tipo C, com 70,0% do número total destes equipamentos. As zonas do tipo A e B apre-sentavam, a 31 de dezembro, 18,6% e 11,4%, respetivamente. No que respeita à potência instalada o cenário é ligeiramente diferente: os equipamentos de zonas do tipo C repre-sentam cerca de 53,2% do total da potência instalada, enquanto as zonas do tipo A e B representam 30,3% e 16,5% respetivamente. Em 2015, na Região Autónoma dos Açores registou-se uma ligeira redução do número de ocorrências. O comportamento indivi-dual das várias ilhas da Região é distinto, ve-rificando-se situações de melhoria e, tam-bém, o inverso.
No ano em análise verificaram-se 1650 ocor-rências que afetaram PdE da rede MT, me-nos 0,6% do que o verificado em 2015, ou seja, menos 10 ocorrências.
As ocorrências referidas deram origem a cerca de 33 mil interrupções em PdE da rede
de distribuição MT, mais 1,1% do valor regis-tado em 2014 (mais 356 interrupções). Face aos padrões estabelecidos no Regula-mento da Qualidade de Serviço que vigo-rava em 2014, verifica-se o cumprimento da generalidade dos indicadores, com alguns incumprimentos pontuais.
Ocorrências
Em 2015 foram registadas mais ocorrências nas ilhas Terceira, Graciosa, Pico e Corvo. Nas restantes ilhas verificou-se uma redução, mais significativa nas ilhas de Santa Maria e São Jorge.
Face a 2014 constata-se um aumento de 16,9% (+13) do número de ocorrências com origem nos centros produtores, e uma redu-ção de 1,5% (-23) do número de ocorrências com origem nas redes.
Tabela 3-1 - Evolução do número de ocorrências Salienta-se que, das referidas 1650 ocorrên-cias registadas em 2015, 64,7% dizem res-peito a situações previstas (por: acordo com o cliente, razões de serviço e factos imputá-veis ao cliente), menos -3,2% do que em 2014, tendo-se assistido a um aumento de 25 ocorrências devidas a situações acidentais (4,5%). 2011 2012 2013 2014 2015 SANTA MARIA 77 49 104 111 39 SAO MIGUEL 675 696 603 625 624 TERCEIRA 429 490 445 381 461 GRACIOSA 120 56 52 79 96 SAO JORGE 61 65 64 128 80 PICO 75 125 114 109 167 FAIAL 88 109 99 136 109 FLORES 81 64 74 87 64 CORVO 4 8 4 4 10
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Tabela 3-2 - Evolução do número de ocorrências por causaDas ocorrências registadas 17,6% são respei-tantes situações imprevistas por causas pró-prias, 12,8% são reengates, 1,4% referem-se a casos fortuitos ou de força-maior e 1,9% de-veram-se a deslastre de cargas por razões de segurança. Em 2015 verificaram-se 20 in-cidentes cuja excecionalidade foi solicitada pela EDA e aprovada pela ERSE.
Ao nível das diversas ilhas da Região, relati-vamente aos valores registados em 2014, ve-rifica-se um aumento de ocorrências aci-dentais em São Miguel, Terceira e Corvo. As restantes ilhas apresentaram menos ocorrên-cias acidentais, com reduções entre 15,8% e 70,4%.
Apresenta-se de seguida uma breve análise à evolução das situações que originaram in-terrupções em 2015, quando comparadas com 2014.
Ocorrências
2014 2015
Previstas Acidentais Previstas Acidentais
11 12 14 21 23 24 25 26 91 92 11 12 14 21 23 24 25 26 91 92 SANTA MARIA 4 80 5 22 3 28 1 6 1 SAO MIGUEL 127 354 6 81 51 4 2 119 331 1 6 7 65 79 4 12 TERCEIRA 20 188 2 9 68 83 10 1 10 209 6 9 92 133 2 GRACIOSA 4 46 1 23 5 5 69 5 17 SAO JORGE 1 89 4 23 11 48 5 3 22 2 PICO 5 25 10 66 3 10 100 10 44 3 FAIAL 18 90 2 1 19 1 5 22 66 21 FLORES 12 39 6 3 21 1 5 14 32 3 15 CORVO 1 3 1 9
11- Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos
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Tabela 3-3 - Evolução do n.º de ocorrências por origemEm Santa Maria, no decorrer de 2015, verifi-caram-se menos 72 ocorrências. Registaram-se reduções tanto em ocorrências previstas (-53) como acidentais (-19). Nestas é signifi-cativa a redução, de 72,7% (-16), de ocor-rências por causas próprias. Assinalaram-se reduções de ocorrências em centros produ-tores (-80%) e nas redes (-63%).
Durante 2015, na ilha de São Miguel, regis-tou-se menos 1 ocorrência que em 2014. Ve-rificaram-se menos 5 ocorrências com ori-gem nas redes e mais 4 com oriori-gem em cen-tros produtores, dois dos quais em centrais geotérmicas, por razões de segurança. Na ilha Terceira, em 2015, constatou-se um aumento de ocorrências (80), quando com-parado com 2014. Constam-se mais 3 inci-dentes com origem em centros produtores (mais 2 na central térmica de Belo Jardim; mais 1 no parque eólico da Serra do Cume e menos 1 com origem no parque eólico CAEN) e mais 77 com origem nas redes. Ve-rifica-se o aumento de ocorrências previstas (5,3%) e aumento do número de incidentes (39,9%).
Na ilha Graciosa, em 2015, registaram-se mais 17 ocorrências que em 2014, combina-ção da reducombina-ção de -3 (-60,0%) de ocorrên-cias ao nível de centros produtores e mais 20 (27,0%) de situações com origem nas redes. Este incremento ao nível das redes deve-se a um maior número de intervenções na rede para manutenção.
Em São Jorge contabilizaram-se menos 48 ocorrências, mais 3 relativas a ocorrências com origem em centros produtores e menos 51 com origem nas redes. Ao nível das redes a redução verificada deve-se, na sua maio-ria, a menor número relativas a situações previstas para intervenção, manutenção ou investimento, nas redes. Registaram-se me-nos 9 situações excecionais que em 2014. Na ilha do Pico verificou-se um aumento de 58 ocorrências, resultado combinado de mais 80 intervenções programadas e de me-nos 22 incidentes que em 2014. Neste ano re-gistaram-se menos 2 incidentes com origem em centros produtores.
No Faial constata-se uma redução do nú-mero total de ocorrências, menos 27 que em 2014. Este aumento resulta de um menor nú-mero de intervenções para manutenção
Ocorrências 2014 2015
Produção Redes Produção Redes
EDA EDA Renováveis Outros Dist. BT Dist. MT Inst.
Cliente Transp. EDA
EDA Renováveis Outros Dist. BT Dist. MT Inst. Cliente Transp. SANTA MARIA 9 1 4 93 4 2 1 32 4 SAO MIGUEL 3 3 488 131 5 5 1 487 125 1 TERCEIRA 16 3 1 5 333 17 6 18 5 2 423 8 5 GRACIOSA 5 70 4 2 89 5 SAO JORGE 4 123 1 7 73 PICO 22 76 5 6 15 5 1 135 10 1 FAIAL 5 112 19 10 1 77 21 FLORES 3 72 12 3 4 45 12 CORVO 2 1 1 9 1
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(20) e menos 7 incidentes do que overifi-cado no ano anterior. Ao nível de ocorrên-cias em centros produtores, em 2015, regista-ram-se mais 5 que em 2014, duas das quais previstas para intervenções na central. A ilha das Flores apresenta, em 2015, menos 23 ocorrências que o valor assinalado no ano anterior, menos 18 acidentais e menos 5 ocorrências para intervenções programa-das. Face a 2014, registaram-se mais 4 inci-dentes com origem em centros produtores. O Corvo totalizou em 2015 mais 7 incidentes com origem no centro produtor e menos 1 com origem na rede.
Interrupções na rede MT da RAA
As ocorrências registadas no ano de 2015 deram origem a cerca de 33 mil interrupções que afetaram os pontos de entrega de mé-dia tensão da Região, das quais cerca de 16 mil referem-se a interrupções curtas (cerca de 9 mil são relativos a reengates) e cerca de 17 mil interrupções longas.
Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA
Quando comparado com os valores de 2014, em 2015 registaram-se mais 1,1% inter-rupções em pontos de entrega da rede MT, sendo que as interrupções de curta duração viram o seu número aumentar em 5,1% e as
interrupções de longa duração reduziram em 2,3%. O número de interrupções com ori-gem em centros produtores aumentou 12,9%, totalizando cerca de 9 mil: as interrup-ções longas aumentaram cerca de 15,8% enquanto as interrupções curtas reduziram 15,1%. As interrupções com origem nas redes atingiram cerca de 24 mil, menos 2,8% que em 2014, prevalecendo as interrupções de curta duração, que representam 63,4% deste valor. Face a 2014, verificou-se uma re-dução de 15,0% de interrupções longas com origem nas redes e um incremento de 6,1% de interrupções de curta duração.
Do valor total de interrupções, em pontos de entrega da rede de média tensão, 11,4% di-zem respeito a interrupções previstas e os res-tantes 88,6% referem-se a incidentes nas re-des ou centros produtores. As interrupções previstas são maioritariamente de longa du-ração (51,8%), sendo que as interrupções acidentais são, também, na sua maioria de longa duração (52,0%), assistindo-se a uma redução do peso relativo das interrupções longas, tanto para situações previstas como acidentais.
As interrupções de curta duração foram mai-oritariamente decorrentes de situações im-previstas (88,5%) e 95,9% tiveram origem na própria rede de distribuição em média ten-são. Registaram-se 645 interrupções imprevis-tas de duração curta, com origem em cen-tros produtores, menos 15,1% que em 2014. N.º Interrupções
2011 2012 2013 2014 2015
<= 3 min 8460 10781 7922 15307 16081 > 3 min 15258 20282 16033 17822 17404 Total 23718 31063 23955 33129 33485
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Tabela 3-5 - Evolução do n.º de interrupções por origem e duraçãoEm 2015, registaram-se 1849 interrupções previstas, de curta duração e com origem nas redes, para intervenções de manuten-ção, reparação ou investimento. Estas inter-rupções são, na sua maioria, relativas ao tempo necessário para ligar um grupo gera-dor móvel, para que os clientes não perma-neçam sem energia durante todo o tempo da intervenção.
As interrupções acidentais de curta dura-ção, com origem nas redes, são maioritaria-mente resultantes de reengates, 66,5% (reli-gações automáticas após defeitos transitó-rios), cuja duração é inferior a um minuto, usualmente na ordem de milissegundos. Re-gista-se uma redução significativo de inter-rupções curtas por causas próprias (-40,6%). As interrupções curtas, com origem em cen-tros produtores, de natureza acidental, tive-ram como principal causa razões de segu-rança (45,1%) e causas internas a esses cen-tros produtores (de material ou humanas). No decorrer de 2015, verificaram-se cerca de 17 mil interrupções de longa duração em
pontos de entrega da rede de média ten-são, sendo que cerca de 88,6% dizem res-peito a situações acidentais. Das referidas in-terrupções a maioria, 51,2%, teve origem nas redes de distribuição ou transporte.
As interrupções longas com origem nas redes foram na sua maioria acidentais, com cerca de 61,6% devido a causas próprias e 16,3% desse número devido a eventos excecionais. A Tabela 3-7 apresenta as interrupções, em cada ilha, em PdE da rede MT, com desagre-gação quanto à duração (curtas: ≤ 3 minu-tos; longas: > 3 minutos).
O número total de interrupções da Região aumentou, quando comparado com 2014, verificando-se comportamentos distintos nas várias ilhas. Os crescimentos mais significati-vos, percentualmente, registaram-se nas ilhas Terceira (13,7%), Faial (11,9%) e Corvo (300%). Registou-se o decréscimo do número total de interrupções nas ilhas de Santa Ma-ria 71,4%), Graciosa 27,4%), São Jorge (-16,0%), Pico (-13,8%) e Flores (-2,9%). 2014
Prev istas Acidentais
Prod. - EDA
Prod. -
Outros Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente
Prod. - EDA
Prod. - EDA
Renováveis Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente <= 3 min 2 1731 6 2 418 342 55 12751 > 3 min 1 221 1777 4 186 6868 458 744 7552 4 7 Total 0 1 223 3508 10 188 7286 800 799 20303 4 7 2015
Prev istas Acidentais
Prod. - EDA
Prod. -
Outros Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente
Prod. - EDA
Prod. - EDA
Renováveis Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente
<= 3 min 1844 1 4 522 123 13584 3
> 3 min 274 2 1521 4 183 6618 1596 743 6457 2 4 Total 274 0 2 3365 5 187 7140 1719 743 20041 2 7
