Com a recente aquisição feita pela Equatorial Energia da CELG-D (Enel), foram implementadas diversas mudanças no sistema de energia goiano. Com o processo para conexão de uma nova unidade consumidora com minigeração não foi diferente. Analise todos os dados e prazos fornecidos pela distribuidora conosco e fique por dentro de cada uma delas.

1 – Projeto de Micro e Mini Geração (GD)

De acordo com a ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, em sua resolução normativa nº 1000 (REN1000/2021), e PRODIST Módulo 3 Seção 3.1, o processo para conexão de micro ou minigeração distribuída deve consistir nas seguintes etapas: Orçamento Estimado (opcional), Aprovação Prévia de Projeto, Solicitação de Orçamento de Conexão, Fornecimento do Orçamento de Conexão, Aprovação do Orçamento de Conexão, Vistoria e Aprovação do Ponto de Conexão.

Da mesma forma, no fluxograma disponibilizado pela Equatorial, podemos perceber que a primeira etapa, de Orçamento Estimado (também conhecida como AVT ou Liberação de Carga) não é um documento necessário para a tramitação do projeto, ficando ao seu critério a utilização. Porém, se estiver com o tempo ao seu favor, é uma etapa de extrema relevância para a elaboração do projeto elétrico, especialmente para clientes Grupo A (com uma potência instalada superior a 75 kW), pois é este documento que explicita quais possíveis gastos estarão envolvidos na execução da GD, onde poderá ser feita a conexão no sistema da Equatorial, se será necessária alguma expansão da infraestrutura de rede para conexão, e tudo isso antes de fechar os contratos de maneira efetiva.

Paralelamente, para dar continuidade aos trâmites, o cliente deve realizar o Projeto de Geração e a Solicitação de Acesso através do ANEXO I (microgeração grupo B) ou ANEXO II (micro ou minigeração grupo A), ambos da norma técnica NT.020 – Conexão de Micro e Minigeração distribuída ao Sistema de Distribuição, disponível no site da própria distribuidora, enquanto, ainda, desenvolve o Projeto de Conexão da subestação ou GD e os envia para aprovação. Com a aprovação do Projeto de Geração, o cliente poderá solicitar o Orçamento de Conexão, onde será possível que ele decida se irá prosseguir com o projeto.

No pedido de orçamento de conexão, o cliente pode, ainda, especificar a tensão de conexão, um ponto de conexão de interesse, o número de fases e as características de qualidade almejadas, optar que a primeira vistoria seja feita apenas após sua solicitação, e permitir que sejam entregues junto ao orçamento, os contratos e a forma para pagamento de custos de sua responsabilidade. Assim, com a aprovação do Projeto de Conexão, e o Orçamento de Conexão em mãos, o cliente pode decidir se irá prosseguir e aprová-lo. A aprovação do orçamento para execução das obras é feita com o retorno dos contratos CUSD/CCER, descritos ao final do artigo, assinados, com a realização do pagamento da participação financeira acordada, e, além disso, nos casos de minigeração distribuída, dos custos de adequação no sistema de medição.

Assim, uma vez assinados os contratos, o cliente deverá informar à Equatorial quem será o responsável pelas obras de conexão, e o mais usual, nesse momento do processo, é optar pela própria distribuidora. Desta forma, o cliente deverá fornecer o Termo de Obras assinado para que a concessionária possa iniciar as obras de conexão. Por outro lado, caso o cliente opte por executar as obras por conta própria, este deverá elaborar o Projeto de Rede, tê-lo aprovado pela distribuidora e, só após isto, iniciar a execução das obras. Uma vez finalizada a obra de conexão por parte do cliente, a distribuidora irá realizar a fiscalização para ligação da GD.

Para os projetos em que houver uma subestação conectada à GD, vale ressaltar que o projeto da subestação é executado pelo próprio cliente, e fiscalizado pela distribuidora posteriormente à construção das obras de conexão. Se a subestação estiver dentro das normas ABNT NBR 14039/2021, 5410/2008 e das normas da distribuidora, no caso da Equatorial Energia, a Norma Técnica NT.002/2023, é, então, realizado a fiscalização da geração e, com a aprovação desta, o cliente é conectado ao sistema e poderá começar a gerar a própria energia.

2 – Prazos para cada etapa

Os prazos para cada etapa do processo de conexão do processo para conexão de micro ou minigeração são explicitados, no caso da Equatorial Goiás, pela NT.020 – Conexão de Micro Minigeração distribuída ao Sistema de Distribuição, que baseia-se na Resolução Normativa nº 1000 da Aneel, e nos diz o seguinte:

1. Orçamento Estimado: Sempre que consultada, a distribuidora deve elaborar e fornecer gratuitamente ao consumidor o orçamento estimado para conexão ao sistema de distribuição, no prazo de 30 dias a partir da solicitação;
2. Orçamento de Conexão:Prazo de 15 dias para conexão de unidades consumidoras com microgeração distribuída, em tensão menor do que 69kV, em que não haja necessidade de realização de obras no sistema de distribuição ou de transmissão, apenas, quando necessário, a instalação do ramal de conexão; 30 dias para os casos com microgeração distribuída, em tensão menor do que 69kV, em que seja necessário haver obras no sistema de distribuição ou transmissão da distribuidora, e 45 dias para para solicitação de minigeração;
3. Aprovação e Validade de Projetos: Para análiseou reanálise do projeto, o prazo é de 30 dias após solicitação, e depois de aprovado, o projeto possui 1 ano de validade, devendo, ainda, serem executadas as obras dentro deste prazo pois caso não sejam feitas, o projeto deve ser submetido a nova análise da distribuidora.
4. Vistoriae instalação dos equipamentos de medição: Até 5 dias úteis após solicitação para conexão em tensão menor que 2,3 kV; até 10 dias úteis para conexão em tensão maior ou igual a 2,3 kV e menor que 69 kV; até 15 dias úteis após solicitação para conexão em tensão maior ou igual que 69 kV. O relatório da Vistoria é entregue em até 3 dias úteis após a execução da mesma.

Para mais detalhes sobre as novas normas implantadas pela distribuidora, confira nossos artigos clicando aqui.

3 – Qual a função da Vorbe Engenharia?

A Vorbe Engenharia assume a responsabilidade pela gestão completa da interface com a distribuidora de energia elétrica, desde a elaboração até a aprovação dos projetos de Subestação de Energia Elétrica (SEE) e Micro ou MiniGeração Distribuída. Isso inclui o acompanhamento de todo o processo, desde a solicitação do Orçamento Estimado até a conexão da instalação à rede da distribuidora. Nossas atividades englobam a coordenação de projetos em parceria com terceiros, a solicitação de documentos necessários, a administração de procedimentos burocráticos e demais obrigações relacionadas. Nosso objetivo é facilitar e assegurar o cumprimento de todas as etapas necessárias para a implementação bem-sucedida dos projetos de SEE e GD, buscando sempre ir além.

Com as alterações feitas pela Equatorial Goiás nas normas técnicas e burocráticas relacionadas à conexão de novas cargas no sistema elétrico goiano, o procedimento para aprovação do projeto de um novo cliente do Grupo A sofreu algumas alterações. Saiba o passo a passo para cada etapa exigida pela nova distribuidora a seguir.

1 – Introdução

De acordo com a resolução normativa 1000 da ANEEL (REN 1000/2021), todo cliente que possuir uma potência instalada maior que 75 kW deve ser atendido em uma tensão maior que 2,3 kV, sendo categorizado como cliente de Grupo A. Consumidores como indústrias e grandes empresas, que possuem uma demanda de energia significativa, caracterizados ainda, pelos seguinte subgrupos:

• subgrupo A1: tensão de conexão maior ou igual a 230 kV;
• subgrupo A2: tensão de conexão maior ou igual a 88 kV e menor ou igual a 138 kV;
• subgrupo A3: tensão de conexão igual a 69 kV;
• subgrupo A3a: tensão de conexão maior ou igual a 30 kV e menor ou igual a 44 kV;
• subgrupoA4: tensão de conexão maior ou igual a 2,3 kV e menor ou igual a 25 kV; e
• subgrupo AS: tensão de conexão menor que 2,3 kV, a partir de sistema subterrâneo de distribuição;

Desta forma, se o cliente se encaixar em algum destes requisitos, ele é enquadrado pela distribuidora como cliente do Grupo A e deve proceder com o seu projeto elétrico da seguinte forma.

2 – Etapas de Conexão

O diagrama disponibilizado pela Equatorial referente ao fluxograma de ligação nova do Grupo A está apresentado na imagem abaixo.

A primeira etapa, Orçamento Estimado (anteriormente reconhecida como AVT ou Liberação de Carga) é um documento auxiliar, não sendo obrigatório para aprovação do projeto. Contudo, se o tempo estiver ao seu favor, é extremamente relevante para elaboração do mesmo, pois é neste que é explicitado quais poderão ser os custos e a disponibilidade de atendimento técnico à ligação solicitada antes de fechar a conexão efetivamente, como o trecho em que ela será conectada ou se haverá necessidade de construir uma extensão de rede para atendê-la.

Feito isso, paralelamente à Solicitação do Orçamento de Conexão, feita através do ANEXO III da norma técnica NT.002 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV, 23,1kV e 34,5kV), rev. 08, o cliente deve iniciar e apresentar o Projeto da Subestação para que a partir do estudo de viabilidade feito pela distribuidora e análise do mesmo, ele possa ser aprovado para que o cliente possa decidir se prosseguirá com ele. Caso opte por levá-lo adiante, este deverá realizar a assinatura dos contratos CUSD e CCER, descritos ao final do artigo, informando quem será o responsável pela execução das obras de conexão.

Caso o construtor escolhido seja a própria concessionária, o cliente deve enviar o Termo de Obras assinado para que esta possa iniciar a execução de todas as obras envolvendo a conexão do novo cliente do Grupo A.

Por outro lado, caso o cliente opte pela autoconstrução, este deverá elaborar o Projeto de Rede e aprová-lo na concessionária, e, depois, iniciar a execução. Uma vez finalizada a obra de conexão por parte do cliente, a distribuidora irá realizar a fiscalização desta. Por fim, após toda finalização das obras de conexão, a Equatorial fiscalizará a Subestação de Entrada (SEE) construída pelo cliente e se ela estiver dentro das normas as quais o projeto foi concebido, a vistoria da SEE será aprovada e finalmente, ocorrerá a energização da subestação para o seu funcionamento.

3 – Prazos para cada etapa

Os prazos estabelecidos para cada etapa do processo de aprovação do projeto de ligação nova do Grupo A são definidos, no caso da Equatorial Goiás, pela NT.002 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV, 23,1kV e 34,5kV), que baseia-se na Resolução Normativa nº 1000 da Aneel, e nos diz o seguinte:

1. Orçamento Estimado: Sempre que consultada, a distribuidora deve elaborar e fornecer gratuitamente ao consumidor e demais usuários o orçamento estimado para conexão ao sistema de distribuição, no prazo de 30 (trinta) dias a partir da solicitação(REN 1000/2021 Art.56);
2. Orçamento de Conexão:Prazo de 15 dias para conexão de unidades consumidoras sem geração ou com microgeração distribuída, em tensão menor do que 69kV, em que não haja necessidade de realização de obras no sistema de distribuição ou de transmissão, apenas, quando necessário, a instalação do ramal de conexão. 30 dias para os casos sem geração ou com microgeração distribuída, em tensão menor do que 69kV, em que seja necessário haver obras no sistema de distribuição ou transmissão da distribuidora, e 45 dias para as demais conexões. (REN 1000/2021 Art.56);
3. Aprovação e Validade de Projetos: Para análiseou reanálise do projeto, o prazo é de 30 dias após solicitação, e depois de aprovado, o projeto possui 12 meses de validade, tanto para redes de distribuição quanto para subestações particulares (002/2023 – 5.9.4), devendo ainda ser realizada a solicitação de ligação dentro deste prazo e caso este prazo não seja atendido, o projeto deve ser submetido a nova análise da distribuidora.
4. Execução das obras:120 dias para obras na rede de distribuição aérea de tensão maior ou igual a 2,3 kV e menor que 69 kV, com dimensão de até um quilômetro (002/2023 – 5.9.4);
5. Vistoria: Até 10dias úteis após solicitação para conexão em tensão maior ou igual a 2,3 kV e menor que 69 kV; Até 15 dias úteis após solicitação para conexão em tensão maior ou igual que 69 kV.

Para mais informações sobre a NT002, clique aqui.

É inegável que a aquisição da CELG-D (Enel Goiás) pelo Grupo Equatorial afetará todos os consumidores da rede elétrica do estado, sejam do Grupo A ou do Grupo B. Fique por dentro das principais mudanças feitas pela nova distribuidora, prazos e como ficarão as normas que regem o sistema elétrico goiano.

1 – Introdução

Como ponto de partida, precisamos conhecer melhor o Grupo Equatorial Energia e a relação da Enel Goiás com o Governo Estadual.

Fundado em 16 de junho de 1999, no estado do Maranhão, o Grupo Equatorial é o 3° maior grupo de distribuição de energia do país em número de clientes, operando em 7 concessionárias nos estados do Maranhão, Pará, Piauí, Alagoas, Rio Grande do Sul, Amapá e, mais recentemente, Goiás. Atualmente, atende cerca de 13 milhões de clientes em todas essas regiões.

Operante nas áreas de Distribuição e Transmissão de Energia, Geração Distribuída, Saneamento, Telecomunicações, Serviços, entre outros, a empresa brasileira adquiriu a distribuidora CELG-D no dia 23 de setembro de 2022 por um valor total de R$ 7,5 bilhões, sendo R$5,9 bilhões em dívidas assumidas e R$1,6 bilhão em pagamento. Apesar do acordo de compra ter sido realizado nesta data, a venda só foi consolidada em 6 de dezembro de 2022, por meio da aprovação unânime do plano de transferência pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), permitindo que a empresa passasse a atuar no estado este ano, no dia 3 de janeiro de 2023.

Primordialmente uma empresa estatal, a CELG-D foi fundada em 1956 e atendia cerca de 237 cidades goianas, tendo recebido o título de pior distribuidora de energia do país nos anos de 2014 e 2015. Mesmo assim, em 14 de maio de 2015, a concessionária foi incluída no Programa Nacional de Desestatização (PND) pelo Decreto nº 8.449, publicado no Diário Oficial da União e arrematada pela Enel Brasil, que foi a única a apresentar uma proposta no leilão, por R$ 2,187 bilhões.

“Temos a capacidade técnica, econômica e a vontade de trabalhar para respeitar os limites regulatórios em termos de qualidade… A gente vai trabalhar para que a Celg seja uma história de êxito”, disse o então diretor da Enel Brasil na época, Carlos Zorzoli. Porém, ao contrário do que foi proposto em sua fala, a companhia italiana não conseguiu alcançar tal objetivo.

“Exigimos que [a Enel] cumprisse tudo aquilo que havia assinado no contrato no momento da compra da Celg. E, mesmo assim, eles não cumpriram. Mas, como eles tinham um contrato por cinco anos, nós vimos que eles foram prorrogando dia a dia. Mas estávamos ali insistindo, cobrando mais. Quando eles viram que ia para a caducidade, ou seja, o cancelamento do contrato, eles rapidamente venderam para a Equatorial”, afirmou Caiado ao noticiar a venda da Celg-D para o Grupo Equatorial.

A Equatorial, então, solicitou um período de transição para “arrumar a casa”, além de prazo para apresentação de resultados dos investimentos realizados. Neste artigo, iremos ressaltar as principais mudanças que ocorreram neste tempo, tais como as alterações das normas técnicas e procedimentos de conexão.

2 – Normas Técnicas

Todas as mudanças relacionadas à troca de distribuidora estão vinculadas às alterações das normas técnicas que regiam a concessão da Enel. No dia 31 de março de 2023, o Grupo Equatorial postou em seu site oficial um Comunicado sobre Revisão de Normas Técnicas, informando as novas normas, que deverão ser adotadas durante e após o período de transição, e quais suas correspondências com as normas antigas, relacionadas abaixo.

Por trazerem mudanças significativas ao mercado, as normas só passaram a vigorar em sua integridade em 29 de julho de 2023, com exceção das Normas NT.004 e  NT.001, que vigoraram integralmente apenas em 27 de setembro de 2023, e 31 de dezembro de 2023, respectivamente.

Aqui no site da Vorbe você encontra as principais características das normas que regularizam os projetos de subestações e GD, clique aqui para mais informações.