2024-03-06

A Constituição da República Portuguesa (“CRP”) define o Tribunal de Contas (“TdC”) como o “órgão supremo de fiscalização da legalidade das despesas públicas e de julgamento das contas que a lei mandar submeter-lhe”.

O TdC fiscaliza a legalidade e regularidade das receitas e despesas públicas e aprecia a boa gestão financeira e efetiva responsabilidades por infrações financeiras.

Enquanto órgão máximo de controlo, o TdC está dotado de uma competência complexa que lhe permite exercer um controlo prévio, concomitante e sucessivo sobre a atuação financeira do Estado e também efetivar a responsabilidade financeira nos casos que a configurem.

Os princípios emergentes da CRC que regem o funcionamento e a organização do TdC, nomeadamente o princípio da independência; o Direito à Coadjuvação; os princípio da publicidade; e outros, encontraram  acolhimento na Lei de Organização e Processo do Tribunal de Contas (“LOPTC”), aprovada pela Lei n.º 98/97, de 26 de Agosto.

As linhas fundamentais da LOPTC são: 

  • A consagração do princípio da perseguição do dinheiro e valores públicos, onde quer que eles se encontrem, isto é, independentemente da natureza das entidades que os têm à sua guarda;
  • A existência de um sistema integrado de fiscalização prévia, concomitante, e sucessiva;
  • A clarificação da natureza do controlo, através da consagração expressa da apreciação da gestão, segundo critérios de economicidade, eficiência e eficácia, bem como da possibilidade de realização de auditorias de qualquer tipo ou natureza; 
  • A introdução de critérios de seletividade do controlo prévio, concomitante e sucessivo;
  • A consagração da auditoria como método privilegiado de controlo financeiro;
  • A consagração do Tribunal de Contas como instituição suprema de  um sistema nacional de controlo coordenado e integrado;
  • O reforço da cooperação com o Parlamento, o Governo e os órgãos de  controlo interno; e
  • A previsão expressa do relacionamento com a comunicação social.
O TdC e, em especial, a sua organização, o seu funcionamento e os seus procedimentos, na Sede e nas Secções Regionais, em tudo o que não estiver previsto na LOPTC e respetiva legislação complementar e subsidiária, rege-se pelo Regulamento do Tribunal de Contas.
 
COMPETÊNCIAS DO TRIBUNAL DE CONTAS
  • Dar parecer sobre a Conta Geral do Estado e sobre a Conta Geral das Regiões Autónomas;
  • Dar parecer sobre projetos legislativos em matéria financeira, mediante solicitação da Assembleia da República;
  • Fiscalizar previamente a legalidade e o cabimento orçamental dos atos e contratos de qualquer natureza que sejam geradores de despesa ou representativos de quaisquer encargos e responsabilidades, diretos ou indiretos, quer para as entidades sujeitas aos seus poderes de controlo e à sua jurisdição, quer para as entidades de qualquer natureza criadas pelo Estado ou por quaisquer outras entidades públicas para desempenhar funções administrativas originariamente a cargo da Administração Pública;
  • Verificar as contas das entidades que as devem submeter ao Tribunal de Contas;
  • Julgar a efetivação de responsabilidades financeiras;
  • Apreciar a legalidade, bem como a economia, eficácia e eficiência da gestão financeira das entidades sujeitas aos seus poderes de controlo e a fiabilidade dos sistemas de controlo interno;
  • Fiscalizar, no âmbito nacional, a cobrança dos recursos próprios; e
  • Fiscalizar a aplicação dos recursos financeiros oriundos da União Europeia.

Saiba mais ao aceder ao pdf acima. 

2024-02-26

Depois de recuperar do impacto da pandemia do coronavírus, a pressão da inflação registada em 2022 e 2023 tem vindo a desvanecer-se, sobretudo devido ao fim das perturbações na cadeia de abastecimento causadas pela pandemia e à política monetária do Banco Central Europeu. Contudo, os aumentos das taxas de juro do BCE e o arrefecimento da procura nos mercados europeus estão a conduzir a descidas do crescimento económico em Portugal, como aliás em toda a Europa.

Depois de crescer 6,7% em 2022, a economia portuguesa cresceu 2,1% em 2023 e prevê-se que cresça 1,2% em 2024. As exportações de bens e serviços atingiram os 56.293 milhões de euros até ao final de junho de 2023, uma queda de 13,4% em comparação com o mesmo período em 2022.

Em 2023, os investimentos no turismo, no setor imobiliário, nas energias renováveis e em outros projetos a longo prazo continuaram a registar um crescimento em Portugal. Apesar das dificuldades que atualmente se vivem, investidores nacionais e internacionais mantiveram a sua confiança nos investimentos a maior prazo nos setores do turismo, energias e do imobiliário.

É expectável que o "Plano de Resiliência e Recuperação" (PRR), financiado pela União Europeia, venha a melhorar o desempenho da economia portuguesa num futuro próximo. Prevê-se que sejam investidos 22.200 milhões de euros no setor dos transportes, maioritariamente para a expansão ou construção de caminho de ferro, 13.060 milhões de euros em investimentos em energias renováveis e 7.418 milhões de euros em investimentos relacionados com o ambiente.

O compromisso de Portugal com a transição energética e os desenvolvimentos tecnológicos tem vindo a atrair investidores internacionais e locais no domínio dos projetos de energia solar e eólica. Os investidores aguardam a abertura de concursos públicos pelo Governo para o desenvolvimento de projetos de energia eólica offshore na costa de Portugal.

Apesar das guerras na Ucrânia e no Médio Oriente, Portugal continua a ser um porto seguro para os investidores internacionais. De acordo com o "Global Peace Index 2022" do Institute for Economics & Peace, Portugal continua a ser um dos países mais seguros do mundo, estando classificado em 7º lugar nos países mais seguros do mundo e 4º na Europa.

Este guia analisa os principais aspetos a considerar pelos investidores estrangeiros que veem Portugal como local de investimento, como a criação de empresas, incentivos ao investimento, regras em matéria de emprego, sistema fiscal, proteção da propriedade intelectual, investimento imobiliário e sistema judicial.

Para mais informações aceda a https://www.macedovitorino.com/why-portugal.

2024-02-26

Mas ainda não temos o número de concessões definido. O calendário para os concursos de atribuição de concessões municipais de distribuição de eletricidade em baixa tensão (“BT”) foi anunciado na passada sexta-feira, por via da publicação da Resolução do Conselho de Ministros n.º 27/2024, de 23 de fevereiro.

Foram fixadas as seguintes datas:

(1) A Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (“ERSE”) tem até 31 de julho de 2024 para entregar aos municípios a documentação relativa aos ativos e imobilizados afetos às redes de distribuição;

(2) Os municípios têm até 31 de outubro de 2024 para acordar a constituição de agrupamentos de entidades adjudicantes;

(3) Caso os municípios optem por não integrar um agrupamento, têm até 31 de outubro de 2024 para manifestar essa pretensão, e publicar os estudos que serviram de base a essa decisão;

(4) Os municípios que optarem por integrar agrupamentos têm até 31 de março de 2025 para assegurar todas as deliberações necessárias ao lançamento do procedimento de contratação pública; e

(5) O representante de cada agrupamento tem até 30 de junho de 2025 para lançar o procedimento do concurso público.

Depois do debate público dos últimos anos, em que, por exemplo, a ERSE sugeriu a divisão do território continental em 3 concessões e a Associação Nacional de Municípios ter proposto uma concessão única, o número de concursos e de concessões será definitivamente fixado em outubro de 2024, e os concursos serão lançados até 30 de junho de 2025. Até que ponto este calendário será mantido é algo que só depois de dia 10 de março saberemos.

2024-02-23

Porque vivemos num mundo em permanente mudança em que só os valores e os princípios perduram no tempo, acreditamos numa advocacia, em que, o rigor, a iniciativa, a integridade e a dedicação são a melhor medida do sucesso.

Para poder fazer uma pequena diferença na comunidade, a Macedo Vitorino coloca-se ao serviço de quem mais precisa. Desde a nossa fundação, em 1996, temos procurado promover a defesa dos Direitos Humanos em cooperação com organizações nacionais e internacionais.

Enquanto sociedade de advogados, prestamos serviços jurídicos e de formação jurídica «probono» a entidades sem fins lucrativos e a pessoas por estas indicadas. A sociedade e cada um dos seus colaboradores procuram também desempenhar um papel cívico, através de ações de voluntariado social envolvendo-nos em campanhas e apoiando diretamente algumas instituições que precisam de ajuda.

A MACEDO VITORINO teve desde a sua fundação consciência da sua responsabilidade ambiental, desenvolvendo medidas para promover um uso eficiente da energia, água e consumíveis que tem vindo a aprofundar e melhorar.

Acreditamos que temos uma obrigação para com a comunidade, a natureza e o planeta em que vivemos. Acreditamos que temos uma obrigação para com as gerações futuras de lhes legar um mundo melhor. Acreditamos que podemos fazer mais e melhor do que temos feito.

Em 2020, propusemos uma Agenda para a Década, e enumerámos 10 princípios concretos para mudar o mundo - pode encontra-los no slide seguinte - no âmbito da sustentabilidade e da ética, que têm servido de orientação para a nossa conduta.

Este relatório pretende analisar o nossa evolução nesse sentido e descreve o que fizemos durante 2023 em prol da sustentabilidade, dando também algumas notas do queremos fazer em 2024.

Aceda à versão completa através do download do ficheiro pdf

2023-05-24

Portugal assumiu, em 2016, na Conferência das Partes da Convenção Quadro das Nações Unidas para as Alterações Climáticas, o compromisso de alcançar a neutralidade carbónica até 2050, na sequência da qual foi aprovado o Roteiro para a Neutralidade Carbónica 2050 (“RNC 2050”).

Em articulação com os objetivos do RNC 2050, foi desenvolvido o Plano Nacional Energia e Clima 2030 (“PNEC 2030”), que constitui o principal instrumento de política energética e climática nacional para a próxima década rumo a um futuro neutro em carbono.

O PNEC 2030 estabelece metas, objetivos e respetivas políticas e medidas em matéria de redução de emissões de gases com efeito de estufa, incorporação de energias de fontes renováveis, eficiência energética, segurança energética, mercado interno e investigação, inovação e competitividade, bem como uma abordagem clara para o alcance dos referidos objetivos e metas.

Neste enquadramento de profunda mudança, adaptou-se o regime jurídico do Sistema Elétrico Nacional (“SEN”) às novas realidades jurídicas, tendo sido aprovado o Decreto-Lei 15/2022, de 14 de janeiro (“DL 15/2022”).

O primeiro eixo desta reforma foi a revisão jurídica da produção de eletricidade, cujo desenvolvimento, se espera agora, que ocorra pela aposta em formas descentralizadas - com base na produção local e no autoconsumo, tendo sido revistas as formas de controlo prévio aplicáveis. Por outro lado, para diminuir a pressão sobre o território, criaram-se e regularam-se as figuras do reequipamento e da expansão da produção de eletricidade de fonte ou localização oceânica.

O segundo pilar da reforma será dar resposta à necessária maximização de todo o potencial de capacidade de receção da rede elétrica de serviço público (“RESP”), nos planos de desenvolvimento e investimento das redes de transporte e de distribuição, que passam a ter novas regras.

Em terceiro lugar, nesta reforma, fomentou-se a utilização de procedimentos concorrenciais para a atribuição de licenças nas várias atividades do SEN – sendo disso exemplos as atividades de Comercializador de Último Recurso (“CUR”) e a de Entidade Emissora das Garantias de Origem (“EEGO”).

Ao longo do presente estudo irão ser abordadas as matérias disciplinadas pelo DL 15/2022.

1. DISPOSIÇÕES GERAIS

1.1. ÂMBITO DE APLICAÇÃO

O DL 15/2022 se aplica às atividades de produção, armazenamento, autoconsumo, transporte, distribuição, agregação e comercialização de eletricidade, assim como à operação logística de mudança de comercializador e agregador, à organização dos respetivos mercados, à atividade de emissão de garantias de origem, à atividade de gestão de garantias do Sistema Elétrico Nacional, aos procedimentos aplicáveis ao acesso àquelas atividades e à proteção dos consumidores.

O DL  15/2022 não se aplicando às seguintes atividades: (i) produção de eletricidade em cogeração, regulada pelo Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de março, (ii) produção de eletricidade a partir da energia das ondas na zona-piloto, regulada pelo Decreto-Lei n.º 5/2008, de 8 de janeiro, e Decreto-Lei n.º 238/2008, de 15 de dezembro, (iii) organização, acesso e exercício das atividades relativas à mobilidade elétrica, regulados pelo Decreto-Lei  n.º 39/2010, de 26 de abril, e (iv) à produção de eletricidade a partir de energia nuclear.

1.2. OS INTERVENIENTES DE MERCADO

Para efeitos do DL 15/2022 são intervenientes neste mercado os operadores com as seguintes categorias:

  • Produtores de eletricidade, responsáveis pela produção e fornecimento de eletricidade às redes elétricas nacionais;
  • Armazenadores de eletricidade, responsáveis pelo armazenamento de energia produzida pelos produtores de energia;
  • Gestor Global do Sistema Elétrico Nacional, responsável por assegurar o funcionamento harmonizado do SEN, a segurança e a estabilidade do fornecimento de eletricidade a curto, médio e longo prazo, bem como coordenar com outros países europeus um abastecimento de eletricidade estável e seguro;
  • Gestor Integrado das Redes de Distribuição (“ORD Integrado”), responsável pela gestão técnica das redes de distribuição de eletricidade em alta, média e baixa tensão e pela gestão técnica das redes de distribuição em articulação com o Gestor Global do Sistema Eléctrico Nacional;
  • Operador da Rede Transporte ("ORT"), responsável pela atividade de transporte de eletricidade, e pela construção, operação e manutenção da rede de transporte;
  • Operador da Rede de Distribuição ("ORD") de Eletricidade em Alta Tensão e Média Tensão, responsável (i) pela construção, operação, e manutenção das redes de distribuição, (ii) pela gestão, operação, e manutenção do sistema de eletricidade, (iii) pela expansão para novas localidades, (iv) pela manutenção da rede e (v) por fazer a ligação eléctrica a todos os consumidores que a solicitem;
  • Operadores de Rede de Distribuição de Baixa Tensão ("ORD de Baixa Tensão"), responsáveis, para além dos deveres comerciais, pela leitura dos contadores, a disponibilização dos dados de leitura dos contadores aos fornecedores e a faturação e cobrança das tarifas de acesso à rede por parte dos fornecedores;
  • Operadores da Rede de Distribuição Fechada (“ORD Fechada”), responsáveis por assegurar a capacidade do sistema fechado de distribuição, ou seja, por (i) interromper o fornecimento de eletricidade dentro das redes de distribuição fechadas, desde que devidamente justificado e comunicado à ERSE ou à DGEG, (ii) conhecer a procura de consumo e a energia produzida pelas redes de distribuição fechadas e (iii) celebrar acordos transparentes e não discriminatórios com os consumidores/utilizadores da rede de distribuição fechada;
  • Comercializadores de Eletricidade, responsáveis pela realização de ofertas comerciais, comprando eletricidade aos produtores de eletricidade no mercado e vendendo-a aos clientes;
  • Comercializadores de Último Recurso (“CUR”), responsáveis pelo fornecimento de eletricidade, nomeadamente (i) em áreas onde não existem ofertas no mercado livre, (ii) aos consumidores economicamente vulneráveis e (iii) aos clientes cujo fornecedor de mercado livre tenha sido impedido de exercer a sua atividade;
  • Operadores do Mercado de Eletricidade, responsáveis pela gestão do mercado e atividades relacionadas, nomeadamente, gerir mercados organizados de contratação de eletricidade, assegurar que os mercados sejam dotados de adequados serviços de liquidação e fixar os critérios para a determinação dos índices de preços referentes a cada um dos diferentes tipos de contratos;
  • Gestor de Garantias, responsável por assegurar a gestão das garantias a serem prestadas pelos fornecedores ou agentes do mercado;
  • Agregador de Último Recurso, responsáveis por adquirir eletricidade aos produtores de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis e que é remunerada a um preço livremente determinado em mercados organizados e por adquirir eletricidade aos autoconsumidores que injetem a energia excedentária na RESP no caso de não haver oferta de agregadores de eletricidade no mercado ou quando os agregadores não puderem exercer a sua atividade;
  • Agregadores de Eletricidade, responsáveis pela compra de eletricidade no mercado livre e a sua venda aos clientes que celebram um Contrato de Fornecimento de eletricidade, sujeito aos termos e condições nele acordados;
  • Autoconsumidores, são aqueles que produzem a sua própria eletricidade a partir de fontes renováveis e a consomem eles próprios, em vez de a venderem de volta à rede. Podem armazenar ou vender a sua eletricidade, embora estas atividades não possam constituir a sua principal atividade comercial ou profissional;
  • Comunidades de Cidadãos para a Energia, de natureza pública ou privada, incluindo, nomeadamente, pequenas e médias empresas ou autarquias locais, não podendo o seu objetivo principal consistir na obtenção de lucros financeiros;
  • Comunidades de Energias Renováveis ("CER"), cujo principal objetivo é proporcionar benefícios ambientais, económicos e sociais aos membros ou localidades onde a comunidade opera;
  • Entidade Emissora de Garantias de Origem, responsável pela emissão das Garantias de Origem (“GO”), cuja atividade está sujeita a uma licença a ser atribuída no âmbito de um concurso público. Atualmente, a atividade é confiada à REN para a eletricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis;
  • Entidade de Gestão do Autoconsumo Coletivo ("EGAC"), responsável pela gestão e comunicação com a plataforma da comunidade de autoconsumo e energias renováveis e pela ligação dos autoconsumidores à RESP. São também responsáveis pela relação comercial a adoptar para o excedente de energia produzida pelos autoconsumidores;
  • Operador Logístico de Mudança de Eletricidade, responsável por operar a mudança de fornecedor e agregador nos mercados de eletricidade e fornecer informação personalizada aos consumidores, produtores de eletricidade, e autoconsumidores; e
  • Consumidores de Eletricidade, tipicamente clientes residenciais e comerciais. São também responsáveis por, entre outras coisas, (i) efetuar os pagamentos mensais relevantes, (ii) contribuir para o desenvolvimento da eficiência energética, (iii) manter o seu equipamento em condições seguras, nos termos das disposições legais e regulamentares aplicáveis.

2. PRODUÇÃO E ARMAZENAMENTO

2.1. CONTROLO PRÉVIO

O exercício das atividades de produção e armazenamento de eletricidade está sujeito a um procedimento de controlo prévio, que pode revestir a forma de:

  • Licença de Produção e Exploração para:

(i)   Produção de eletricidade a partir de fontes não renováveis;

(ii)   Produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis para injeção na rede RESP ou para autoconsumo com potência instalada superior a 1 MW;

(iii)  Armazenamento autónomo de eletricidade com potência instalada superior a 1 MW;

(iv)  Produção ou armazenamento autónomo quando sujeitos a procedimento de avaliação de impacte ambiental (“AIA”) ou de avaliação de incidências ambientais (“AINCA”); e

(v)   Outras atividade de produção ou armazenamento não isentas de controlo prévio ou não sujeitos a registo prévio ou comunicação prévia.

  • Registo Prévio e Certificado de Exploração para:

(i)    Produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis para injeção total na RESP, com potência instalada igual ou inferior a 1 MW;

(ii)   Produção de eletricidade para autoconsumo com potência instalada superior a 30 kW e igual ou inferior a 1 MW;

(iii)  O armazenamento autónomo de eletricidade com potência instalada igual ou inferior a 1 MW;

(iv)  Projetos de investigação e desenvolvimento, demonstração e teste, em ambiente real, de tecnologias, produtos, serviços, processos e modelos inovadores, no âmbito das atividades de produção, armazenamento e autoconsumo com capacidade instalada superior a 30 kW.

  • Comunicação Prévia para:

(i)    Produção de eletricidade para autoconsumo com potência instalada superior a 700 W e igual ou inferior a 30 kW;

(ii)   Projetos de investigação e desenvolvimento, demonstração e teste, em ambiente real, de tecnologias, produtos, serviços, processos e modelos inovadores, no âmbito das atividades de produção, armazenamento e autoconsumo com potência instalada superior a 700 W e igual ou inferior a 30 Kw;

(iii)  O reequipamento de centro eletroprodutor, de fonte primária solar ou eólica, quando mantenha ou reduza a potência instalada inicialmente estabelecida no procedimento de controlo prévio.

Ficam isentos de controlo prévio a produção de eletricidade para autoconsumo com capacidade instalada igual ou inferior a 700 W, desde que não esteja prevista a injeção de excedente na RESP; e projetos de investigação e desenvolvimento, demonstração e teste, em ambiente real, de tecnologias, produtos, serviços, processos e modelos inovadores, no âmbito das atividades de produção, armazenamento e autoconsumo com potência instalada igual ou inferior a 700 W desde que não esteja prevista a injeção de excedentes na RESP.

2.2. TÍTULO DE RESERVA DE CAPACIDADE

A emissão da Licença de Produção depende da prévia atribuição de um título de reserva de capacidade ("TRC").

O TRC é emitido pela E-Redes – Distribuição de Eletricidade, S.A. (na qualidade de operador da rede de distribuição - “ORD"), ou pela REN - Redes Energéticas Nacionais, S.A. (na qualidade de operador da rede de transmissão - "ORT") e pode ser obtido por uma de três formas:

  • Acesso geral, quando exista capacidade disponível na RESP;
  • Acordo com o operador de rede, quando, na falta de capacidade disponível na RESP o promotor assume os encargos com o reforço do RESP para permitir a ligação do seu projeto;
  • Procedimento concorrencial, quando a entidade competente, sujeita a concurso a capacidade disponível na RESP.

Não é, no entanto, necessário TRC nos seguintes casos:

  • Para as Unidades de Produção de Autoconsumo (“UPAC”), exceto aquelas em que se preveja que a injeção de excedentes na RESP seja superior a 1 MVA;
  • Para a hibridização;
  • Para o sobreequipamento e ao sobreequipamento autónomo; e
  • Para o reequipamento.

A atribuição do TRC está sujeita à prestação de uma caução para garantir que o promotor obtenha a respetiva Licença de Produção, com os seguintes montantes:

  • € 10.000/MVA (até ao montante máximo de € 10.000.000), na modalidade de acesso geral;
  • € 15.000/MVA (até ao montante máximo de € 10.000.000), na modalidade de acordo com o operador de rede.

Na modalidade de procedimento concorrencial, o montante da caução é definido nas peças do procedimento.

2.2.1. ACESSO GERAL

Na modalidade de acesso geral, o TRC depende de pedido do requerente na plataforma eletrónica criada para o efeito, sujeito a publicação por parte da DGEG da capacidade de injeção disponível na RND e RNT, por subestação de ligação e nível de tensão.

O requerente apresenta à DGEG o pedido indicando (i) o valor de capacidade de injeção, (ii) a subestação de ligação e nível de tensão, e (iii) operador de rede a que se pretende ligar.

O pedido é liminar e automaticamente rejeitado caso (i) não se refira a uma subestação publicitada ou exceda a capacidade total disponível da subestação pretendida, ou (ii) a capacidade de injeção na RESP pretendida já tenha sido requerida em pedido precedente.

Não ocorrendo rejeição, no prazo de 5 dias a DGEG notifica o requerente para prestar caução, sob pena de rejeição do pedido. A emissão do TRC está também dependente do prévio pagamento de uma compensação ao SEN, no montante de € 1500,00/MVA.

No prazo de 5 dias após a prestação da caução, a DGEG remete o pedido ao operador de rede que o decide no prazo de 45 dias. A decisão pelo operador da rede segue a prioridade da ordem dos pedidos remetidos pela DGEG, e pode ser recusada com fundamento nas seguintes situações: (i) não pagamento da prestação do serviço, (ii) não pagamento da contribuição para o SEN, (ii) quando não existam condições técnicas quer permitam implementar a ligação à rede, ou possa afetar-se a segurança e fiabilidade da RESP.

A decisão sobre o TRC é comunicada pelo operador de rede ao requerente e à DGEG e, se favorável, implica a emissão do TRC no prazo de 10 dias.

2.2.2. ACORDO COM O OPERADOR DE REDE

Caso não exista capacidade disponível de receção na RESP, pode ser celebrado acordo entre o interessado e o operador da rede, pelo qual o interessado assume os encargos financeiros decorrentes da construção ou reforço da rede necessários para a receção de energia da instalação de produção, armazenamento ou UPAC, sendo o TRC o próprio acordo.

A celebração dos acordos está dependente de despacho Secretaria de Estado da Energia que defina a capacidade máxima de injeção na RESP a atribuir nesta modalidade até ao dia 15 de janeiro de cada ano, nos seguintes termos:

  • Por tecnologia de produção;
  • Por operador da RESP;
  • Por produção com injeção total na RESP e produção para autoconsumo.

De acordo com o DL 15/2022. os pedidos para a celebração de acordo são apresentados à DGEG até ao dia 15 de março de cada ano, que os remete, no prazo de cinco dias, ao operador da RESP, não podendo incidir sobre pontos de injeção na RESP integrados na modalidade de procedimento concorrencial. Os pedidos são acompanhados com prestação de caução, sob pena de rejeição imediata do pedido.

Até 10 de agosto, o operador de rede, após articulação com o gestor global do SEN ou com o gestor integrado das redes de distribuição, consoante o caso, procede à hierarquização dos pedidos de acordo, propondo a aprovação da lista provisória com os pedidos aceites e excluídos de acordo com os seguintes critérios:

  • Critérios técnicos de segurança e fiabilidade do SEN, designadamente os relativos ao aproveitamento de infraestruturas e à otimização da operação e gestão do SEN;
  • Critérios de sustentabilidade de carácter territorial e ambiental, designadamente os referentes à eficiência e racionalização do planeamento da infraestrutura mediante a utilização conjunta de vários interessados, da obtenção da informação prévia favorável emitida pelo município, da existência de declaração de impacte ambiental favorável, ou do título contratual que legitime o uso dos terrenos necessários à respetiva utilização;
  • Metas a que Portugal esteja obrigado em função da tecnologia aplicável.

No prazo de 5 dias após a elaboração da lista provisória, o operador da RESP comunica à DGEG a lista, que, no prazo de 5 dias, notifica os interessados cujos pedidos foram excluídos para, em sede de audiência prévia, se pronunciarem no prazo de 10 dias.

A validação final é efetuada pela DGEG, ouvido o operador da RESP, no prazo de 10 dias após o decurso do prazo de audiência prévia, e é notificada aos interessados no prazo de 5 dias.

No prazo de 10 dias após a publicitação da validação final, o operador da RESP informa os interessados do orçamento para a realização dos estudos de rede e respetivo prazo de pagamento, o qual é condição prévia e necessária à realização dos estudos orçamentados. A falta de pagamento implica a caducidade do procedimento.

Até 30 de abril do ano seguinte, o operador da rede envia aos interessados cujos pedidos foram aprovados e que efetuaram o pagamento dos estudos os seguintes elementos informativos: (i) os estudos de rede, (ii) o custo dos reforços ou da construção da nova infraestrutura, incluindo os critérios de repartição pelos interessados, quando for o caso, (iii) prazo de disponibilização da nova infraestrutura, (iv) proposta de acordo.

O interessado dispõe de um prazo de 30 dias para comunicar ao operador de rede a aceitação ou recusa na celebração do acordo. Em caso de aceitação, o acordo é celebrado até ao dia 30 de novembro[8], sob pena de caducidade do pedido.

O acordo com o operador da rede inclui obrigatoriamente:

  • Os direitos, obrigações e as condições a observar, tendo em vista a criação de capacidade de injeção de potência na RESP;
  • A capacidade de injeção na RESP atribuída ao interessado;
  • Os encargos, plano de pagamentos e plano de apresentação e liberação de garantias.

Com a celebração do acordo, o interessado deve efetuar o pagamento do valor correspondente a 5% do orçamento apresentado pelo operador de rede, sendo caucionado o remanescente do valor que é posteriormente liberado em função do cumprimento do plano de pagamentos acordado.

2.2.3. PROCEDIMENTO CONCORRENCIAL

A Secretaria de Estado da Energia pode determinar a realização de procedimento concorrencial para atribuição de TRC para produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis.

As peças do procedimento definem, nomeadamente, (i) o objeto do procedimento e a modalidade adotada, (ii) as condições e critérios da atribuição da reserva de injeção na RESP, (iii) os requisitos para a qualificação dos interessados, (iv) os modelos de remuneração admitidos e o respetivo acesso, a duração e as condições de manutenção, (v) os prazos para a entrada em funcionamento, e (vi) o valor da caução.

Com a decisão de realização procedimento concorrencial caducam imediatamente os pedidos de TRC na modalidade de acesso geral que estejam referentes aos pontos de injeção a integrar no procedimento e que se encontrem pendentes àquela data, devolvendo-se a respetiva caução é devolvida no prazo de 10 dias a contar da data de abertura do procedimento. No entanto, o procedimento concorrencial não pode abranger pontos de injeção na RESP que tenham sido objeto de acordo entre o interessado e o operador da RESP ou quando já tenha ocorrido pagamento dos estudos por parte do requerente do TRC. Nas restantes situações, caso o procedimento concorrencial abranja pontos de injeção incluídos nos pedidos de acordo, a caução prestada é devolvida aos interessados no prazo de 10 dias a contar da abertura do procedimento.

2.2.4. TRANSMISSÃO DO TRC

A transmissão do TRC está sujeita ao consentimento da DGEG, sendo é possível até à emissão da respetiva licença de produção e ocorre sempre que haja:

  • uma transmissão do próprio projeto,
  • assim como quando ocorre uma alteração direta ou indireta do controlo sobre o titular do TRC, estando em qualquer situação sujeita ao consentimento da DGEG, já que qualquer mudança direta ou indireta de controlo do promotor é interpretada como uma transferência do TRC.

O pedido de alteração da titularidade do TRC depende também de reforço de caução em metade do seu valor inicial, exceto quando:

  • o TRC é transferido para uma SPV sociedade veículo cujo objeto social abranja o exercício das atividades de construção e exploração de centro electroprodutor ou de instalação de armazenamento ou de UPAC, consoante o caso, e que tenha como únicos sócios os titulares do TRC;
  • as participações sociais são oneradas a favor de entidades financiadoras, alterações de domínio direto do titular decorrentes de execução de penhores de participações sociais no quadro dos acordos celebrados com as mesmas entidades financiadoras, ou alterações de domínio direto no quadro de operações de reestruturação de grupos que não impliquem alteração do beneficiário efetivo.

2.3. LICENÇA DE PRODUÇÃO

A instalação dos projetos elétricos sujeitos a Licença de Produção apenas pode iniciar-se com a obtenção desta licença.

O procedimento começa com a apresentação pelo promotor de um pedido de atribuição da Licença de Produção à DGEG acompanhado de um conjunto de documentos previstos no Anexo I do DL 15/2022, incluindo (a) TRC; (b) prova do direito de utilização do terreno onde a instalação será instalada, (c) descrição do projeto e documentação técnica relacionada com o mesmo, e (d) pareceres ambientais favoráveis, se aplicável.

A DGEG tem 15 dias úteis para decidir sobre a receção do pedido e pode solicitar informações adicionais apenas uma vez. O titular da licença de produção deve fornecer as informações solicitadas no prazo de 30 dias úteis.

O pedido de atribuição da Licença de Produção deverá ser feito no prazo de máximo de 1 ano a partir da atribuição do TRC se o projeto estiver sujeito a AIA. Caso contrário, este prazo é reduzido para 6 meses.

O prazo para solicitar a atribuição da Licença de Produção pode ser prorrogado a pedido do requerente:

  • à DGEG, por uma vez e por um período máximo de 1 ano, quando por razões não imputáveis ao requerente o prazo se revele insuficiente; ou
  • ao Governo, por um período indefinido, quando em circunstâncias excecionais e devidamente justificadas o prazo se revele insuficiente.

O titular da Licença de Produção tem direito a:

  • Instalar o centro eletroprodutor, a UPAC ou a instalação de armazenamento nos termos estabelecidos na licença de produção;
  • Vender energia elétrica em mercados organizados ou através de contratos bilaterais e comprar energia elétrica até ao limite da capacidade de injeção definida na licença de produção;
  • Estabelecer e explorar linhas diretas para abastecimento de eletricidade a clientes finais quando o mesmo não possa ser efetuado através da RESP ou quando for técnica e economicamente mais vantajoso para o SEN, de acordo com a avaliação feita pela entidade licenciadora da instalação elétrica;
  • Entregar a eletricidade produzida a entidade legalmente incumbida de adquirir a eletricidade de fonte renovável, contra o pagamento da remuneração garantida de que beneficie o centro eletroprodutor, quando aplicável;
  • Entregar a eletricidade produzida, a um agregador ou comercializador, contra o pagamento de remuneração a um preço livremente determinado entre as partes; e
  • Vender capacidade de armazenamento a terceiros.

Por outro lado, são deveres do titular da Licença de Produção, nomeadamente:

  • Cumprir o disposto na Licença de Produção;
  • Obter as licenças, autorizações ou pareceres necessários à instalação e funcionamento do centro electroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento;
  • Comunicar à DGEG e respetivo operador da rede a conclusão da instalação elétrica;
  • Enviar à DGEG e ERSE dados informativos referentes ao funcionamento e à exploração da instalação elétrica: (i) até ao dia 15 de cada mês, os dados referentes ao mês anterior, (ii) até ao final do mês de março de cada ano, os dados anuais referentes ao ano civil anterior;
  • Constituir e manter atualizado o seguro que garanta a responsabilidade civil do titular da Licença de Produção decorrente do exercício da atividade;
  • Comunicar previamente à entidade licenciadora, que informa o operador da RESP, a realização de quaisquer alterações à instalação elétrica que não estejam sujeitas à obtenção de nova Licença de Produção;

2.3.1. REGIME EXPERIMENTAL

Antes do início da exploração do centro electroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento, é possível realizar testes e ensaios prévios. Estes estão sujeitos a pedido do titular da Licença de Produção e autorização da DGEG, podendo incidir sobre unidades suscetíveis de funcionamento autónomo (no caso de construção faseada), ou sobre a totalidade das instalações.

O pedido de autorização para realização de testes e ensaios é dirigido à DGEG e acompanhado de (i) programa de testes a realizar e a sua duração, subscrito pelo técnico ou peritos responsáveis pela sua execução, (b) parecer do operador da rede a que se liga o centro eletroprodutor, a UPAC ou a instalação de armazenamento com indicação de que estão reunidas as condições de ligação e injeção de energia na rede necessárias para tal efeito, (c) declaração, sob compromisso de honra do titular da licença de produção, de que a instalação está em conformidade com os termos da respetiva licença, da regulamentação aplicável e em condições técnicas e de segurança, e (d) parecer favorável do gestor global do SEN.

A DGEG profere decisão sobre o pedido de autorização no prazo de 20 dias contados da receção do pedido. Considera-se tacitamente deferido se não for objeto de decisão expressa naquele prazo e desde que o operador da rede se tenha pronunciado favoravelmente sobre a existência de condições de ligação à rede.

O prazo para realização de testes e ensaios e exploração em regime experimental ão pode exceder:

  • 3 meses, salvo circunstâncias excecionais reconhecidas pela DGEG; ou
  • 12 meses, no caso de adjudicatários de procedimento concorrencial para atribuição e TRC.

Após o decurso do período de exploração experimental, a continuação do funcionamento da instalação elétrica depende da emissão de licença de exploração.

A energia injetada na RESP na fase de testes e ensaios ou de exploração experimental é remunerada ao preço livremente formado em mercados de eletricidade, através da celebração de um contrato com um agente de mercado.

2.3.2. TRANSMISSÃO DA LICENÇA DE PRODUÇÃO

A Licença de Produção pode ser transmitida pelo seu titular, estando sujeita a autorização da DGEG, bem como ao mesmo regime aplicável à transmissão do TRC referido no ponto Error! Reference source not found. acima caso a mesma seja transmitida antes da emissão da Licença de Exploração

O pedido de transmissão à DGEG deve ser acompanhado de todos os elementos relativos à identificação, idoneidade técnica e financeira do transmissário, bem como de declaração de aceitação da transmissão e de todas as condições da licença.

A DGEG decide no prazo de 15 dias, podendo solicitar elementos adicionais, por uma única vez. Os elementos devem-lhe ser prestados no prazo máximo de 30 dias, suspendendo-se, durante esse período, o prazo de decisão.

A decisão de autorização determina o averbamento do novo titular à Licença de Produção inicial.

2.3.3. CESSAÇÃO DA LICENÇA DE PRODUÇÃO

Os efeitos da Licença de Produção cessam por caducidade ou revogação, implicando a extinção automática da licença de exploração e a caducidade do TRC.

A Licença de Produção caduca nas seguintes situações:

  • Com a caducidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP;
  • Quando não seja prestada a caução;
  • Com a emissão de nova Licença de Produção;
  • Por renúncia do titular, exercida mediante declaração escrita dirigida à DGEG;
  • Em caso de dissolução, cessação da atividade ou aprovação da liquidação da sociedade em processo de insolvência e recuperação de empresas;
  • Com a extinção do título de utilização dos recursos hídricos ou do título de utilização do espaço marítimo de que é dependente.

A Licença de Produção pode ser revogada quando o seu titular:

  • Faltar ao cumprimento dos deveres relativos ao exercício da atividade;
  • Não cumprir as determinações impostas pela fiscalização técnica;
  • Não constituir ou mantiver atualizado o seguro de responsabilidade civil;
  • Não cumprir, por duas vezes consecutivas, o envio à DGEG e à ERSE dos dados informativos referentes ao funcionamento e à exploração da instalação elétrica;
  • Abandonar as instalações afetas à produção de eletricidade ou interromper a atividade licenciada, por um período seguido ou interpolado igual ou superior a seis meses, no período de um ano, por razões não fundamentadas em motivos de ordem técnica ou em mecanismo de capacidade ou serviços de sistema;
  • Proceda a alterações substanciais da instalação elétrica sem que as mesmas tenham sido objeto de licenciamento.

2.4. LICENÇA DE EXPLORAÇÃO

Salvo a possibilidade de exploração em regime experimental, os projetos elétricos sujeitos a Licença de Produção só podem entrar em operação após obtenção da Licença de Exploração.

O pedido de emissão da Licença de Exploração é dirigido à DGEG e deve ser instruído com os seguintes elementos: (i) declaração de conformidade de execução, assinada pelo responsável pela execução e pela entidade instaladora que ateste que a instalação está concluída e preparada para operar de acordo com as condições da Licença de Produção, (ii) parecer do operar de rede de que estão reunidas as condições de ligação e injeção de energia na rede, (iii) parecer favorável do gestor global do SEN, (iv) prova de celebração seguro de responsabilidade civil, e (v) documento comprovativo da disponibilidade dos terrenos.

Uma vez apresentado o pedido de atribuição da Licença de Exploração, a DGEG deverá efetuar uma vistoria às instalações elétricas num prazo máximo de 30 dias após a receção do pedido de licença. Estando o pedido devidamente instruído, a DGEG decide no prazo máximo de 10 dias contados da receção do relatório de vistoria. O pedido de emissão da Licença de Exploração só pode ser rejeitado com base na não conformidade das instalações com as condições legais e regulamentares ou com as condições estipuladas na Licença de Produção.

Uma vez concedida, a Licença de Exploração estabelece as condições em que a instalação elétrica deverá funcionar, e certifica que o projeto foi construído de acordo com os requisitos e especificações estabelecidas na Licença de Produção e regulamentos aplicáveis, bem como que está apta a fornecer energia à rede, concedendo o direito ao projeto de entrar em funcionamento.

A Licença de Exploração deverá ser emitida no prazo máximo de 1 ano a contar da data de emissão da Licença de Produção, salvo nos seguintes casos:

  • Atribuição de TRC na modalidade de acordo com o operador da RESP, caso em que a Licença de Exploração pode ser emitida no praxo máximo de 90 dias após a data da entrada em funcionamento das infraestruturas da RESP a construir ou reforçar;
  • Operacionalização das condições de ligação por parte do operador da RESP em prazo superior ao definido para a emissão da Licença de Exploração, caso em que pode ser emitida no prazo máximo de 90 dias após a disponibilização daquela infraestrutura.

Em qualquer caso, os prazos para emissão da Licença de Exploração podem ser prorrogados nos mesmos termos aplicáveis à emissão da Licença de Produção referida no ponto 2.3 acima.

O Decreto-Lei n.º 30-A/2022, de 18 de abril, que estabeleceu medidas excecionais para simplificar os procedimentos de produção de energia a partir de fontes de energia renovável, dispensou a emissão da Licença de Exploração para os centros electroprodutores de fontes de energia renováveis, para as instalações de armazenamento e para as unidades de produção para autoconsumo sempre que o operador de rede confirme a existência de condições para a ligação à RESP. A Licença de Exploração é agora requerida no prazo de 3 anos após comunicação pelo operador da rede, podendo inclusive a realização de vistoria prévia ser dispensada pela DGEG.

As regras estabelecidas no Decreto-Lei n.º 30-A/2022 têm carácter temporário, vigorando até dia 19 de abril de 2024.

2.5. REGISTO PRÉVIO E CERTIFICADO DE EXPLORAÇÃO

O registo prévio é efetuado através de plataforma eletrónica e segue vários procedimentos.

Após a inscrição do requerente na plataforma, o ORD tem 20 dias para se pronunciar sobre a existência de condições técnicas de ligação à rede e o cumprimento dos regulamentos aplicáveis, respeitando a ordem sequencial dos pedidos.

A DGEG pode recusar o Registo Prévio no prazo de 30 dias após a emissão da pronúncia do ORD ou após decurso do respetivo prazo em que a mesma tenha ocorrido, quando se verifique a inobservância dos requisitos legais e regulamentares para o exercício da atividade.

Ultrapassado o prazo de recusa, é emitido o Registo Prévio (com ou sem condições) e o requerente pode proceder à instalação.

Após a instalação, o titular do Registo Prévio solicita à entidade inspetora de instalações elétricas de serviço particular a realização de inspeção destinada a verificar a conformidade da instalação com as normas legais e regulamentares. Se o relatório de inspeção não for recusado no prazo de 10 dias após a submissão, considera-se atribuído o certificado de exploração e autorizada a ligação da instalação à RESP.

O pedido de emissão de certificado de exploração deve ser realizado no prazo máximo de 9 meses após emissão do Registo Prévio, salvo nos casos em que ocorra atraso na disponibilização das condições de ligação à RESP por parte do operador da rede. Neste caso a DGEG determina a suspensão do prazo pelo período correspondente. Em qualquer caso, o prazo pode ser prorrogado por metade do prazo inicial a pedido do requerente à DGEG e em condições devidamente justificadas.

O Registo Prévio pode ser livremente transmitido pelo seu titular. No entanto, a alteração da titularidade antes da emissão do certificado de exploração segue o mesmo regime previsto para a transmissão da Licença de Produção (ver supra 2.3.2) e do TRC (ver supra).

O Registo Prévio também pode cessar os seus efeitos por caducidade ou revogação.

O Registo Prévio caduca quando:

  • Não forem pagas as taxas devidas;
  • Não for apresentado pedido de certificado de exploração no prazo máximo de nove meses após a emissão do Registo Prévio (salvo nos casos em que ocorra atraso na disponibilização das condições de ligação à RESP por parte do operador da RESP);
  • O titular renunciar ao registo.

Por sua vez, o Registo Prévio é revogado pela DGEG quando a atividade for exercida em desconformidade com as normas legais e regulamentares e o titular não tenha adotado – no prazo que lhe for fixado – as recomendações da DGEG para reposição da legalidade.

2.6. COMUNICAÇÃO PRÉVIA

A Comunicação Prévia é realizada através de plataforma eletrónica. Depois da inscrição do requerente através do preenchimento de um formulário, é emitido, de forma automática, o respetivo comprovativo de apresentação.

Após obtenção do comprovativo, o interessado pode prosseguir de imediato com a instalação do equipamento.

Caso esteja prevista injeção de eletricidade na RESP, a DGEG solicita ao ORD a indicação das condições de ligação à RESP no prazo de 30 dias após obtenção do comprovativo.

Os efeitos da Comunicação Prévia cessam nos mesmos termos aplicáveis ao Registo Prévio.

2.7. SOBREEQUIPAMENTO E REEQUIPAMENTO

O sobreequipamento e o reequipamento constituem novas realidades de alteração dos centros electroprodutores visando: (i) maximizar a capacidade produtiva alocada a um ponto de receção na RESP e (ii) diminuir a pressão sobre o território decorrente da instalação de novos centros electroprodutores. Estas novas realidades são definidas no DL 15/2022 como:

  • Sobreequipamento: a alteração do centro electroprodutor através da instalação de mais equipamentos geradores ou inversores com aumento de capacidade instalada até ao limite de 20% da potência de ligação atribuída ao centro electroprodutor no respetivo título de controlo prévio;
  • Reequipamento: a substituição total ou parcial dos equipamentos, sem alteração do polígono de implantação da central, com um limite máximo de 20% de potência de ligação na RESP.

Tanto o sobreequipamento como o reequipamento constituem uma alteração não substancial do título de controlo prévio preexistente. Ambos podem ser requeridos após a emissão da Licença de Produção ou Registo Prévio e antes ou depois da emissão da Licença de Exploração ou Certificado de Exploração, consoante o caso. As alterações não substanciais dependem de prévia autorização da DGEG e são averbadas à Licença de Produção ou ao Registo Prévio, consoante o caso.

O pedido de alteração do título de controlo prévio é apresentado à DGEG e instruído com os elementos que acompanharam o pedido de atribuição da Licença de Produção ou Registo Prévio que sofreram modificações. No prazo de 5 dias após submissão dos elementos, a DGEG pode solicitar, por uma única vez e no prazo de 5 dias, elementos adicionais a prestar no prazo máximo de 30 dias. No mesmo prazo, a DGEG pode ainda consultar as entidades que se tenham pronunciado no âmbito do título de controlo prévio nas questões que sejam objeto da alteração.

A decisão da DGEG é proferida no prazo de 15 dias após o decurso do prazo de resposta das entidades consultadas.

À exceção dos aproveitamentos hidroelétricos com potência de ligação superior a 10 MVA, todos os centros eletroprodutores de fontes de energia renováveis podem ser sobreequipados ou reequipados.

A energia injetada na RESP relativa ao sobreequipamento e/ou reequipamento é remunerada a preço de mercado ou através de contratos bilaterais. No entanto, em relação ao reequipamento, caso o centro electroprodutor beneficie de um regime de remuneração garantida, esse regime é também aplicável à eletricidade injetada na RESP resultante do reequipamento.

O sobreequipamento pode ser juridicamente separado do centro eletroprodutor preexistente, sendo averbado, no título de controlo prévio preexistente, em nome de pessoa jurídica distinta do titular do centro eletroprodutor a sobreequipar, mas obrigatoriamente dominada pelo titular do centro electroprodutor.

Para o efeito, o titular do centro electroprodutor deve apresentar à DGEG um contrato celebrado com o titular do novo centro electroprodutor (resultante do sobreequipamento) que defina, nomeadamente (i) produção de eletricidade, (ii) injeção de eletricidade na RESP, (iii) contagem e faturação, (iv) propriedade das instalações e equipamentos, e (v) partilha de informações.

O titular do centro eletroprodutor e o titular do sobreequipamento autónomo respondem solidariamente perante as entidades licenciadoras e fiscalizadoras, os operadores de rede ou o gestor global do SEN em tudo o que respeite ao cumprimento dos deveres e obrigações legais e regulamentares decorrentes do controlo prévio e inerentes à instalação e exploração do sobreequipamento e respetiva ligação à rede.

A instalação de sobreequipamento não é suscetível de transmissão autónoma relativamente ao centro electroprodutor preexistente, mesmo nos casos de sobreequipamento juridicamente separado, exceto quando a transmissão faz parte de operações de reestruturação de grupos que não resultem na alteração do beneficiário efetivo registado no RCBE.

2.8. HÍBRIDOS E HIBRIDIZAÇÃO

Os centros electroprodutores híbridos e a sua hibridização constituem novos regimes com o objetivo de mitigar a escassez da capacidade da rede e maximizar a receção de energia na RESP, sendo definidos no DL 15/2022 como:

  • Híbridos: os centros electroprodutores ou UPAC que, no procedimento de controlo prévio, apresentem em simultâneo mais do que uma unidade de produção que utilize diversas fontes primárias de energia renovável;
  • Hibridização: a adição a um centro electroprodutor ou UPAC já existente de novas unidades de produção que utilizem diversa fonte primária de energia renovável, sem alterar a capacidade de injeção de centro electroprodutor ou UPAC preexistente. A hibridização pode ser efetuada em qualquer central electroprodutora.

Desta forma, o DL 15/2022 permite a constituição de sistemas de produção híbridos ab initio ou, posteriormente, através de um procedimento de controlo prévio bastante simplificado de alteração da Licença de Produção.

A instalação de um centro electroprodutor híbrido e a hibridização de um centro eletroprodutor existente encontram-se sujeitas ao regime de controlo prévio aplicável ao exercício da atividade de produção de eletricidade referido capítulo 2.1. No entanto, a hibridização, independente da capacidade instalada, está isenta da obtenção de TRC, uma vez que não existe aumento da capacidade de injeção do centro electroprodutor ou UPAC existente.

Para a hibridização, será emitido um novo título de controlo prévio – o título de controlo prévio subsequente – que identifica expressamente a capacidade de injeção na RESP alocada à nova unidade de produção. Isto implica a alteração em conformidade do TRC preexistente, a promover pela DGEG ou, nos casos de modalidade de acordo com o operador da rede, pelo respetivo operador. No procedimento de controlo prévio, a DGEG informa o requerente dos elementos instrutórios já entregues que se mantêm válidos.

Como no caso do sobreequipamento, o novo centro eletroprodutor resultante da hibridização pode ser juridicamente separada do centro eletroprodutor a hibridizar. Contudo, na hibridização, não é necessário que haja uma relação de domínio com o titular do centro electroprodutor preexistente.  A hibridização é concedida a requerente distinto do titular do centro electroprodutor a hibridizar e o novo título de controlo prévio é emitido em nome de pessoa diferente do titular do título de controlo prévio preexistente. Para o efeito, o titular do centro electroprodutor preexistente deve apresentar um contrato celebrado entre si e titular do novo centro electroprodutor que cumpra os mesmos critérios aplicáveis à separação jurídica do sobreequipamento.

O título de controlo prévio de um centro eletroprodutor híbrido, ou hibridizado pode também ser transmitido nos termos gerais, estando sujeito a autorização da DGEG e da observância dos requisitos legais da sua atribuição. A transmissão autónoma do título do controlo prévio subsequente emitido no âmbito da hibridização é também possível, ficando sujeito a autorização da DGEG e da existência do acordo referido acima.

Os títulos de controlo prévio emitidos no âmbito de centros electroprodutores híbridos ou hibridizados cessam também por caducidade ou revogação nos termos gerais aplicáveis ao respetivo título de controlo prévio. Relativamente aos títulos de controlo prévio de centro eletroprodutor hibridizado, a cessação dos efeitos determina:

  • Em relação ao título de controlo prévio preexistente, a emissão pela DGEG de novo TRC em nome do titular da nova unidade de produção, ficando assegurada a capacidade de injeção na RESP do título de controlo prévio subsequente e a capacidade de injeção na RESP remanescente disponível para nova atribuição;
  • Em relação ao título de controlo prévio subsequente, o averbamento da cessação do título de controlo prévio subsequente ao título de controlo prévio preexistente, mantendo o TRC a capacidade correspondente.

2.9. ARMAZENAMENTO

O armazenamento de energia consiste na transferência da utilização final de eletricidade para um momento posterior ao da sua produção através da sua conversão numa outra forma de energia (e.g. química, potencial ou cinética). A energia é armazenada através de uma instalação de armazenamento, por meio de duas modalidades distintas:

  • Armazenamento autónomo: quando a instalação tenha ligação direta à RESP e não esteja associada a centro eletroprodutor ou a uma UPAC; ou
  • Armazenamento associado: quando a instalação não tenha ligação direta à RESP e esteja associada a centro eletroprodutor ou UPAC.

O armazenamento autónomo de eletricidade está sujeito ao mesmo regime de controlo prévio aplicável ao exercício da atividade de produção de eletricidade referido no capítulo ‎2.1.

Em relação a uma instalação de armazenamento associada a centro eletroprodutor ou UPAC, o licenciamento pode ocorrer:

  • Ab initio: caso em que se pretende iniciar simultaneamente o processo de licenciamento da instalação de produção e de armazenamento; ou
  • A posteriori: caso em que se pretende instalar em centro eletroprodutor já existente uma instalação de armazenamento.

No caso de armazenamento associado ab initio, o procedimento de controlo prévio adotado é aquele que for aplicável à produção de eletricidade e que engloba as duas atividades (produção e armazenamento) em simultâneo.

Por sua vez, o armazenamento associado a posteriori seguirá o procedimento previsto para a alteração não substancial da Licença de Produção ou Registo Prévio, consoante o caso, nos mesmos termos aplicáveis ao sobreequipamento e ao reequipamento referido no capítulo 2.7.

2.10. AUTOCONSUMO

O autoconsumo consiste na produção de energia renovável por um consumidor final através de uma ou mais unidade(s) de produção para autoconsumo (UPAC), para consumo próprio nas suas instalações mediante requisitos de proximidade e de ligação à RESP, e que pode armazenar ou vender eletricidade não consumida com origem renovável de produção própria.

Aceda ao download do pdf abaixo para a versão completa. 

2023-03-20

1.EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

O Pacto Ecológico Europeu estabeleceu o roteiro para a redução de emissões em pelo menos 55 %. As energias renováveis estão inevitavelmente suscetíveis a variações de disponibilidade, já que o sol e o vento não são, obviamente, programáveis. O armazenamento de energia é pois essencial para o cumprimento das metas europeias. 

A capacidade de armazenamento de energia instalada em Portugal baseia-se ainda predominantemente na bombagem hídrica, que é hoje superior a 3 GW, sendo que aumentará para 4,164 GW quando estiver concluída a barragem do Alto-Tâmega este ano. Contudo, este paradigma está prestes a mudar com a democratização de soluções de armazenamento de energia com produção eólica e solar.

As soluções de armazenamento fora da produção hídrica constam da legislação do setor elétrico desde 2019, e foram consideradas em procedimentos concorrenciais para atribuição de capacidade de receção na rede elétrica de serviço público (“RESP”) ou para efeitos de graduação de projetos em acordos com o operador de rede.

O novo Regime Jurídico do Sistema Elétrico Nacional aprovado pelo Decreto-Lei n.º 15/2022, estabeleceu um regime jurídico geral  aplicável ao licenciamento destas instalações e algumas, poucas, regras específicas para o armazenamento.  

Uma instalação de armazenamento pode revestir duas modalidades distintas:

  • Armazenamento Autónomo: quando a instalação tenha ligação direta à RESP e não esteja associada a centro eletroprodutor ou a uma Unidade de Produção para Autoconsumo (“UPAC”); ou

  • Armazenamento Associado: quando a instalação não tenha ligação direta à RESP e esteja associada a centro eletroprodutor ou UPAC

Com 21 318 GWh de eletricidade gerados em Portugal entre janeiro e junho de 2022, sendo que 57% foram de origem renovável, o armazenamento será decisivo para a tão desejada transição energética.

2.CONTROLO PRÉVIO – ARMAZENAMENTO AUTÓNOMO

A produção e/ou armazenamento autónomo de eletricidade está sujeito a um regime de controlo prévio nos seguintes termos:

  • Licença de Produção e Exploração: produção e armazenamento autónomo com potência instalada superior a 1 MW, ou caso se encontre sujeito a procedimento de AIA ou de avaliação de incidências ambientais.

  • Registo Prévio e Certificado de Exploração: produção com capacidade instalada superior a 30 kW e igual ou inferior a 1 MW e armazenamento autónomo com potência instalada inferior a 1 MW

  • Comunicação Prévia: produção com capacidade instalada superior a 700 kW e igual ou inferior a 30 kW

  • Projetos de produção com capacidade instalada igual ou inferior a 700 W estão isentos de controlo prévio.

A emissão da Licença de Produção depende de prévia atribuição de título de reserva de capacidade de injeção na RESP (“TRC”). 

TRC pode ser obtido através de uma das seguintes três modalidades:

  • Acesso Geral: Aplicável caso haja capacidade de receção na RESPFica sujeito ao pagamento de uma caução à DGEG no montante de EUR10.000,00/MVA pelo prazo mínimo de 30 meses, ou até à entrada em funcionamento do centro eletroprodutor e/ou da instalação de armazenamento.

  • Acordo com o operador da RESP: Aplicável caso não exista capacidade de receção na RESP e tenha sido definida por despacho do Governo a capacidade máxima de injeção na RESP anual a atribuir nesta modalidade até ao dia 15 de janeiro de cada ano. Sujeito ao pagamento de uma caução ao operador da RESP no montante de EUR15.000,00/MVA pelo prazo mínimo de 24 meses. Após celebração do acordo, caução é devolvida, sendo obrigatório prestar nova caução à DGEG nos termos do Acesso Geral.

  • Procedimento Concorrencial: Aplicável caso tenha sido determinado pelo Governo a abertura de procedimento concorrencial para atribuição de TRCOs termos e condições da atribuição do TRC e da prestação da caução são estabelecidos nas peças do procedimento.

3.CONTROLO PRÉVIO – ARMAZENAMENTO ASSOCIADO

O licenciamento de uma instalação de armazenamento associada a centro eletroprodutor pode ocorrer:

  • Ab Initio: caso em que se pretende iniciar simultaneamente o processo de licenciamento da instalação de produção e de armazenamento; ou

  • A Posteriori: caso em que se pretende instalar em centro eletroprodutor já existente uma instalação de armazenamento.

No caso de armazenamento associado Ab Initio, o procedimento de controlo prévio adotado é aquele que for aplicável à produção e que engloba as duas atividades (produção e armazenamento) em simultâneo.

Por sua vez, o armazenamento associado A Posteriori seguirá o procedimento previsto para a alteração não substancial da Licença de Produção, ou Registo Prévio, consoante o caso. As alterações não substanciais dependem de prévia autorização da DGEG e são averbadas à Licença de Produção ou Registo Prévio inicial e, quando aplicável, à Licença de Exploração ou Certificado de Exploração. A alteração pode estar sujeita à realização de nova vistoria às instalações.

O pedido de alteração da Licença de Produção é instruído com os elementos previstos no anexo I do DL 15/2022 que sejam aplicáveis e é apresentado pelo respetivo titular à DGEG. Por sua vez, as alterações ao Registo Prévio processam-se no âmbito da plataforma eletrónica da DGEGNo prazo de cinco dias após a receção do pedido, a DGEG pode solicitar elementos adicionais a prestar no prazo máximo de 30 dias.

Caso se justifique a DGEG promove no prazo de cinco dias após a receção do pedido consulta prévia às entidades que se tenham pronunciado no âmbito da Licença de Produção ou do Registo Prévio, nas questões que sejam objeto de alteração. Quando a alteração incida sobre projeto que tenha sido submetido a procedimento de AIA, está dispensada nova consulta a esta entidade caso a alteração não implique:

  • Qualquer alteração à decisão de AIA e respetivos fundamentos; e

  • Alteração à implantação do centro electroprodutor ou implicar uma diminuição da área de implantação do centro electroprodutor.

A decisão é proferida no prazo de 15 dias após o decurso do prazo de respostas das entidades consultadas e quando negativa é precedida de audiência prévia do interessado.

4.REGRAS GERAIS DE LICENCIAMENTO

A instalação de um centro eletroprodutor com armazenamento ou instalação de armazenamento autónomo obedece a um processo de licenciamento com várias etapas. 

A saber:

  • Análise ambiental: Projetos com uma capacidade instalada superior a 50 MW, ou com mais de 20 MW mas localizados em áreas sensíveis estão sujeitos a AIA, ou a procedimento de análise de incidências ambientais quando, independemente da capacidade instalada, estejam localizados em áreas sensíveis.

  • Licença de Produção (potência instalada superior a 1 MW): O processo é instruído com os elementos referidos no Anexo I do Decreto-Lei n.º 15/2022.

  • Registo Prévio (produção com potência instalada superior a 30 kW e igual ou inferior a 1 MW e armazenamento autónomo com potência instalada inferior a 1 MW): O processo é instruído com elementos referidos no Despacho 6/2020 da DGEG de 18 de fevereiro 

  • Controlo Municipal: Construção de centros eletroprodutores ou instalações de armazenamento estão sujeitas à obtenção de licença de construção. Isento de controlo municipal a instalação de painéis fotovoltaicos que não excedam a área cobertura de edificações e a cércea deste em 1m.

  • Ligação à RESP: Ligação das infraestruturas de ligação à RESP construídas a expensas do promotor. Os promotores podem requerer a expropriação por utilidade pública, bem como a solicitar a constituição de servidões sobre os imóveis necessários à instalação das infraestruturas elétricas que farão parte integrante da RESP.

  • Licença de Exploração: Deve ser solicitada no prazo de um ano a contar da data de emissão da Licença de Produção, com possibilidade de prorrogação, por uma única vez, por mais um ano.

  • Certificado de Exploração: Deve ser solicitado no prazo de nove meses a contar da data de emissão do Registo Prévio, com possibilidade de prorrogação, por uma única vez, por mais metade do prazo inicial.

5.CEDÊNCIAS MUNICIPAIS 

O titular de centro eletroprodutor ou de instalação de armazenamento, com potência de ligação atribuída superior a 50 MVA está obrigado a ceder, por uma única vez e gratuitamente, ao município ou municípios onde se localiza o centro eletroprodutor ou instalação de armazenamento:

  • Uma UPAC com uma potência instalada equivalente a 0,3 % da potência de ligação do centro eletroprodutor ou da instalação de armazenamento; ou

  •  Instalação de armazenamento para instalação em edifícios municipais ou equipamentos de utilização coletiva ou, por indicação do município, às populações que se localizam na proximidade do centro eletroprodutor ou da instalação de armazenamento; ou

  • Postos de carregamento de veículos elétricos localizados em espaço público e destinados a utilização pública.

O município pode optar, em substituição da cedência, por uma compensação no valor de EUR 1.500,00/MVA da potência de ligação atribuída, caso já disponha das infraestruturas referidas acima. 

O titular do centro eletroprodutor ou da instalação de armazenamento procede à instalação das infraestruturas nos locais indicados e disponibilizados pelos municípios beneficiários após obtenção por estes dos respetivos títulos de controlo prévio.

As cedências são objeto de protocolo a celebrar entre o titular de centro eletroprodutor ou de instalação de armazenamento e o município ou municípios onde se localiza o centro eletroprodutor ou instalação de armazenamento no período que medeia entre a emissão da Licença de Produção e a missão da Licença de Exploração, constituindo o protocolo, devidamente assinado, requisito para a emissão desta última. Nos casos em que se verifique recusa de assinatura do protocolo por parte do município, o titular do centro eletropridutor ou da instalação de armazenamento pode substituir a cedência pela compensação.

Os titulares de centros eletroprodutores ou de instalação de armazenamento com potência de ligação atribuída igual ou inferior a 50 MVA e superior a 1 MVA ficam obrigados a efetuar a compensação.

6.VENDA DE ENERGIA

O titular de centro eletroprodutor ou de instalação de armazenamento tem direito a vender a energia produzida ou armazenada. A energia poderá ser vendida e remunerada em diversas formas. 

Saiba mais acedendo ao pdf abaixo. 

2023-01-05

Em agosto de 2022, a Lei n.º 16/2022, de 16 de agosto de 2022 (“Lei das Comunicações Eletrónicas” ou “LCE”), com considerável atraso, transpôs para o ordenamento jurídico português o Código Europeu das Comunicações Eletrónicas (‘‘Código Europeu” ou “CECE”). 

Apesar de não alterar a estrutura fundamental do regime até então em vigor, a nova LCE traz algumas novidades de relevo, em especial, (i) em matéria de direitos dos consumidores, (ii) regime sancionatório e (iii) privacidade nas comunicações eletrónicas.  

Ao comparar, em termos gerais, a nova LCE com o diploma que a antecedeu (a Lei n.º 5/2004, de 10 de fevereiro, com quase vinte anos de vigência), é imediatamente notório o alargamento do seu âmbito de aplicação, fruto da adoção de um conceito mais lato de “serviço de comunicações eletrónicas”. Para além dos tradicionais serviços de envio de sinais oferecidos através de redes de comunicações eletrónicas mediante remuneração, passam também a ser “serviços de comunicações eletrónicas” os de acesso à Internet, bem como os denominados serviços over-the-top (“OTT”).

Note-se ainda que as normas da nova lei não entraram simultaneamente em vigor. Em regra, estas entraram em vigor 90 dias após a sua publicação (i.e., a 14 de novembro de 2022), destacando-se as seguintes exceções:

  • Regras que incidam sobre os encargos exigidos em caso de cessação antecipada do contrato por iniciativa do consumidor(entenda-se os artigos 136.º n.ºs 4 e 5 da nova LCE), apenas entraram em vigor 60 dias após a entrada em vigor da nova LCE, ou seja, mais precisamente, a 13 de janeiro de 2023;
  • As normas relativas às comunicações de emergência e número único europeu de emergência que começam a vigorar a partir do momento da abertura ao público de cada meio de acesso aos serviços de emergência por parte das autoridades nacionais competentes; e
  • As regras em matéria de segurança das redes e serviços, incluindo requisitos adicionais e regime de assistência e cooperação com a Equipa de Resposta a Incidentes de Segurança Informática Nacional, que entraram de imediato em vigor com a publicação da nova LCE.

Importa lembrar, no que diz respeito à lei revogada, que, na transposição do anterior quadro regulamentar, o legislador de 2004 já tinha tido o cuidado de unificar as cinco diretivas num único diploma criando, com isso, um quadro estruturalmente coeso que se manteve genericamente até 2022. Ainda assim, até meados de 2021, para além da Lei das Comunicações Eletrónicas de 2004, o quadro regulamentar incluía outros 46 diplomas, dos quais, 23 eram atos legislativos e 16 regulamentos de natureza administrativa que o completavam.

Não surpreende, portanto, que, não obstante alterações substantivas em alguns aspetos críticos da lei, em particular, no que se refere a consumidores e quadro sancionatório que terão um impacto material não só em termos jurídicos, como igualmente no equilíbrio económico-financeiro e operacional dos operadores, a nova LCE tenha genericamente preservado a estrutura da sua antecessora.

À data deste estudo, tendo em conta o pouco tempo decorrido desde a publicação da nova LCE e o facto do alcance de algumas das alterações ainda não ser totalmente conhecido, o exercício de analisar em profundidade o novo quadro regulatório será sempre limitado. Seguindo a estrutura da nova LCE, procura dar-se- aqui uma perspetiva resumida do novo regime regulatório do setor das comunicações.

1. A ANACOM E OUTRAS AUTORIDADES COMPETENTES

Na nova LCE, a Autoridade Nacional de Comunicações (“ANACOM”) continua a desempenhar o seu papel fulcral como Autoridade Reguladora Nacional (“ARN”) do setor das comunicações.

Embora, à semelhança do que sucedia na lei anterior, a definição de comunicações continue a abranger tanto comunicações eletrónicas como postais, a nova LCE, clarifica o seu âmbito de atuação passa a abranger os segmentos de mercado onde o seu papel era, por motivos conceptuais, menos claro.

Um dos exemplos mais evidentes deste alargamento é, provavelmente, o caso dos serviços OTT que, sendo baseados exclusivamente no nível de aplicação das redes de transmissão de dados, são, na nova LCE equiparados, para efeitos jurídicos (e.g., em matéria de direitos dos utilizadores finais) e de análise de mercados, aos serviços de rede propriamente ditos.

Assim, na LCE, em termos genéricos, compete à ANACOM o desempenho de funções de regulação, supervisão, fiscalização e sancionamento sobre todo o setor, cabendo-lhe designadamente:

  • Promover a concorrência na oferta de redes e serviços de comunicações eletrónicas;
  • Garantir o acesso a redes, infraestruturas, recursos e serviços;
  • Proteger os direitos e interesses dos consumidores e demais utilizadores finais; e
  • Assegurar o acesso ao serviço universal de comunicações eletrónicas e postal, designadamente garantindo o cumprimento das obrigações de serviço universal.

A LCE, apesar de não promover reformas muito profundas, por um lado, reforçou os seus poderes e atribuições, sobretudo no que se refere à gestão do espectro.

Nesta matéria, e.g., com a nova lei, a ANACOM passa a ter poderes para promover a utilização partilhada do espectro de radiofrequências, ou seja, o acesso por dois ou mais operadores às mesmas faixas, no âmbito da atribuição direitos de utilização de frequências (“DUF’s”) do espectro radioelétrico.

Por outro lado, a LCE clarifica que os regulamentos respeitantes a procedimentos de seleção concorrencial ou por comparação para atribuição de direitos de utilização do espectro de radiofrequências passam a ser aprovados pelo membro do Governo responsável pela área das comunicações.

Numa outra dimensão, a LCE prevê, seguindo de perto o Código Europeu das Comunicações Eletrónicas, a intervenção de «outras autoridades competentes» na regulação setorial, i.e., as entidades, para além da ARN, às quais a lei confira determinadas competências específicas como é o caso da Autoridade Nacional de Emergência e Proteção Civil, especialmente em matéria de direitos dos utilizadores finais.

Para tal, e.g., a LCE incentiva a cooperação entre a ANACOM e as «outras entidades competentes» na elaboração de consultas e na troca de informações, em questões de interesse comum em matéria de comunicações de emergência.

1. AUTORIZAÇÃO GERAL, FREQUÊNCIAS, NÚMEROS E SEGURANÇA

1.1. Regime de Autorização Geral

Tal como sucedia desde 2004, prevalece o princípio da livre a oferta de redes e serviços de comunicações eletrónicas, que, desta forma, continua a estar apenas sujeita ao regime de autorização geral, não dependendo de decisão ou ato prévio do regulador, exceto no que se refere à atribuição de direitos de utilização de elementos como os já referidos DUF ou de direitos de utilização de numeração.

Todas as empresas que pretendam oferecer redes públicas de comunicações eletrónicas e serviços de comunicações eletrónicas acessíveis ao público estão, portanto, sujeitas a um dever de comunicação prévia de início de atividadecujo regime também não foi sujeito a alterações muito relevantes.

Quer isto dizer, em termos práticos, que estas empresas devem apenas comunicar, previamente, à ANACOM o início da sua atividade. Nos termos da lei, esta comunicação deve conter os seguintes elementos:

  • A declaração da intenção de iniciar a atividade;
  • Os elementos de identificação da empresa e o endereço do seu sítio na Internet associado à oferta de redes públicas de comunicações eletrónicas e de serviços de comunicações eletrónicas acessíveis ao público;
  • Os contactos para comunicações e notificações, incluindo obrigatoriamente um endereço de correio eletrónico;
  • A descrição sucinta da rede de suporte e do serviço cuja oferta pretendem iniciar; e
  • A data prevista para o início de atividade.

Note-se que as entidades não sujeitas, nos termos da LCE, ao regime de autorização geral, também não estão vinculadas ao cumprimento deste dever de comunicação prévia de início de atividade. Para além dessas, este dever também não é aplicável às empresas que pretendam oferecer serviços de comunicações eletrónicas não acessíveis ao público.

A ARN pode, também, através de regulamento, isentar certas empresas que ofereçam determinados tipos de redes públicas de comunicações eletrónicas e de serviços de comunicações eletrónicas acessíveis ao público do cumprimento deste dever.

1.2. Condições Gerais e Condições Específicas

As empresas que oferecem redes e serviços de comunicações eletrónicas continuam a estar sujeitas, na sua atividade, a determinadas condições gerais já previstas na anterior legislação. De entre as várias condições, destacam-se as seguintes:

  • Obrigações de acesso;
  • Obrigações em matéria de tratamento de dados pessoais e da proteção da privacidade no setor das comunicações eletrónicas;
  • Obrigações de instalação e disponibilização de sistemas de interceção legal às autoridades nacionais e fornecimento dos meios de decifragem sempre que ofereçam essas facilidades;
  • Condições de utilização do espectro de radiofrequências para serviços de comunicações eletrónicas; e
  • Condições de utilização para garantir as comunicações entre os serviços de emergência, as autoridades competentes e os agentes de proteção civil com o público em geral.

Por sua vez, as entidades que não sejam abrangidas pelo já mencionado regime de autorização geral, continuam a não estar sujeitas, também, a estas condições gerais.

As empresas que oferecem redes e serviços de comunicações eletrónicas, para além das condições gerais elencadas, podem ser sujeitas a condições específicas, sobretudo em matéria de acesso e interligação, de controlos nos mercados retalhistas e de serviço universal.

Por fim, como aludido atrás, refere-se que, com as alterações introduzidas com a LCE, as entidades que ofereçam serviços de comunicações interpessoais independentes de número poderão, em determinados casos, ser sujeitas a obrigações de acesso e interligação.

1.3. Direitos dos Operadores

A LCE atribui às empresas que oferecem redes ou serviços de comunicações eletrónicas, acessíveis ou não ao público, uma série de direitos, nomeadamente o de requerer a constituição de direitos de passagem e o de utilização do espectro de radiofrequências para a oferta de redes e serviços.

Para além destes, as empresas que oferecem redes públicas de comunicações eletrónicas ou serviços de comunicações eletrónicas acessíveis ao público beneficiam de outros direitos, designadamente do direito de oferecer alguma das prestações do serviço universal ou cobrir diferentes zonas do território nacional.

Estes direitos podem ser alterados, consoante o caso, por lei, regulamento ou ato administrativo. Porém, a ocorrer uma eventual alteração, esta deve ser objetivamente justificada e respeitar exigências de proporcionalidade. Para além de ser necessário o consentimento do titular, as decisões de alteração seguem o regime do procedimento de consulta pública, ou seja, deve ser dada aos interessados a possibilidade de se pronunciar a não ser que em causa estejam alterações não muito significativas, i.e., que não afetem a natureza substancial dos direitos de utilização.

Sem prejuízo da possibilidade da sua alteração, os titulares dos direitos de utilização de frequências e dos recursos de numeração beneficiam de uma garantia geral de não restrição e de irrevogabilidade dos seus direitos, até ao termo do seu prazo de validade, fixando a lei os critérios, em que estes podem ser antecipadamente restringidos ou revogados pela ARN. Desta forma, os casos em que estes direitos podem ser restringidos ou revogados são:

  • Existência de consentimento por parte do titular;
  • Existência de situações justificadas, nomeadamente, para:

- Garantir a utilização efetiva e eficiente dos recursos de numeração ou do espectro de radiofrequências; e para

- Garantir a aplicação de medidas técnicas de execução adotadas nos termos do artigo 4.º da Decisão Espectro de Radiofrequências.

Caso a restrição ou revogação de direitos tenha lugar sem o consentimento do titular e/ou em casos não justificados, esta depende da existência de procedimento previamente estabelecido e claramente definido que respeite o princípio da proporcionalidade e o da não discriminação.  

Como não poderia deixar de ser, caso os direitos sejam restringidos ou revogados, haverá lugar a compensação (a apurar pela ANACOM), pelos encargos ou danos especiais e anormais sofridos pelos seus titulares. Nesta sede, aplicam-se as regras da indemnização pelo sacrifício previstas no contexto do regime da responsabilidade civil extracontratual do Estado e demais entidades públicas.

Em conclusão, a nova LCE não trouxe grandes novidades neste plano, mas, apesar de tudo, veio clarificar a aplicabilidade deste regime aos serviços OTT e às empresas que pretendam oferecer serviços de comunicações eletrónicas não acessíveis ao público.

1.4. O Espectro de Radiofrequências

O espectro de radiofrequências, espaço pelo qual se podem propagar as ondas eletromagnéticas com frequências entre os 3kHz e os 3000gHz, constitui o domínio público radioelétrico e é um recurso público essencial e escasso de inegável importância económica e social para o País, como bem o demonstram não só os valores pagos pelos direitos de o utilizar, como, também, pelo intenso debate público que sempre rodeia as questões com ele relacionado.  

A gestão eficiente do espectro é competência da ANACOM, que a deve promover com base no princípio da neutralidade tecnológica, i.e., todos os tipos de tecnologia utilizados na oferta de redes ou serviços de comunicações eletrónicas podem ser utilizados nas faixas de frequências disponíveis para os serviços de comunicações eletrónicas e no princípio da neutralidade de serviços, ou seja, todos os tipos de serviços de comunicações eletrónicas podem ser prestados nas faixas de frequências disponíveis para os serviços de comunicações eletrónicas.

A LCE não alterou os pilares e estrutura fundamentais do anterior regime, tendo, no entanto, trazido algumas novidades, em especial ao nível dos poderes e atribuições do regulador. A ANACOM continua a ser titular de grande parte dos poderes de que, anteriormente, já beneficiava, como por exemplo o poder de atribuir, alterar ou renovar direitos de utilização e até o poder de autorizar a sua transmissão ou locação.

No entanto, a LCE faz alterações em dois planos: (i) num primeiro plano, são atribuídos novos poderes ao regulador, que vê o seu papel reforçado, designadamente, em matéria de proteção da utilização competitiva do espectro; e (ii) num segundo plano, são-lhe retirados outros poderes, em especial, com a nova lei, os regulamentos respeitantes a procedimentos de seleção concorrencial ou por comparação para atribuição de direitos de utilização de frequências devem, a partir de agora, ser aprovados pelo membro do Governo responsável pela área das comunicações.

1.4.1. Utilização do Espectro de Radiofrequências

Do ponto de vista jurídico, as condições da autorização geral, cabe ao regulador, em especial, definir as condições técnicas, mais adequadas para a sua utilização.

Numa lógica de continuidade face ao quadro anterior, a LCE realça que cabe à ANACOM atribuir os DUF para a oferta de redes ou serviços de comunicações eletrónicas. Por natureza, os DUF estão sempre sujeitos um prazo de caducidade. Assim, e.g., nos termos da lei, os direitos de utilização de espectro para serviços de comunicações eletrónicas de banda larga sem fios, são atribuídos por um prazo mínimo de 15 anos, sem prejuízo de poderem ser renovados.

De forma semelhante ao que já resultava do anterior regime, cabe também ao regulador a definição das condições associadas aos direitos de utilização do espectro, cujo incumprimento habilita o regulador a revogar os direitos de utilização ou a impor outras medidas. As condições definidas devem ser proporcionais, transparentes e não discriminatórias, consistindo, por exemplo, no estabelecimento de durações máximas dos direitos.

A LCE inova com a introdução da possibilidade de utilização partilhada de espectro de radiofrequências.

A renovação dos direitos de utilização continua a ser permitida. O regime aplicável à renovação, no entanto, foi sujeito a alterações significativas com a LCE:

  • Anteriormente, a renovação dos direitos de utilização do espectro de radiofrequências dependia exclusivamente da iniciativa do titular dos direitos de utilização; e
  • Com a nova LCE, a ANACOM pode avaliar atempadamente, por sua própria iniciativa, a necessidade de renovação dos direitos de utilização do espectro de radiofrequências.

Os titulares dos direitos de utilização do espectro de radiofrequências podem, ainda, por sua própria iniciativa, requerer ao regulador a sua renovação, com uma antecedência mínima de 18 meses e máxima de cinco anos relativamente ao termo do prazo de validade. Importa referir, a este título que o anterior regime consagrava apenas uma antecedência mínima de um ano. Em todo o caso, o regulador deve dar resposta aos pedidos de renovação no prazo máximo de seis meses seguidos, contados desde a sua receção.

No caso de direitos de utilização cujo número tenha sido limitado, os interessados deverão ter a oportunidade de se pronunciarem sobre a sua renovação, no âmbito de um procedimento de consulta pública.

Tratando-se de um que é licenciado aos operadores, para além das taxas relacionadas com a sua atribuição inicial, estes encontram-se ainda sujeitos ao pagamento periódico de taxas que, salvo casos excecionais, têm como objetivo principal cobrir os encargos da fiscalização radioelétrica.

Por último, importa ainda referir que o instrumento de gestão técnica do espectro radioelétrico é o Quadro Nacional de Atribuição de Frequências (“QNAF”, que pode ser consultado através desta ligação) que, de forma detalhada, define todas as condições de utilização em função da sua finalidade.

1.4.2. Transmissão e Locação de Direitos de Utilização

A transmissão ou locação de direitos de utilização do espectro de radiofrequências continua a ser admitida com a LCE.

Por regra, caso o titular do direito pretenda transmiti-lo ou locá-lo poderá fazê-lo, mediante solicitação de transmissão ou locação dirigida ao regulador usando o procedimento menos oneroso possível, o qual se deverá pronunciar no prazo de 45 dias úteis.

No entanto, em determinados casos, a transmissão/locação dos direitos de utilização não é admitida. Entre estes casos contam-se, e.g., os direitos tenham sido atribuídos a título gratuito ou para a oferta de serviços de programas de rádio e de distribuição de serviços de programas televisivos e de rádio, no âmbito de procedimentos específicos, para o cumprimento de objetivos de interesse geral.

1.4.3. Concorrência

Refletindo uma das pedras de toque do regime de gestão de espectro do Código Europeu das Comunicações Eletrónicas, a LCE esclarece que a ARN, ao atribuir, alterar ou renovar os direitos de utilização de frequências, deve promover a concorrência efetiva no mercado interno da União Europeia, evitando, na medida do possível, distorções da concorrência.

Os poderes da ANACOM são reforçados, passando esta a poder adotar ou propor a outras autoridades competentes as medidas de correção que entenda adequadas para evitar distorções da concorrência. Nomeadamente, o regulador pode:

  • Limitar a quantidade de faixas do espectro para as quais são concedidos direitos de utilização ou associar condições a esses direitos;
  • Reservar parte de uma faixa ou de um grupo de faixas do espectro para atribuição a novos entrantes no mercado; e
  • Recusar atribuir novos direitos de utilização ou autorizar novas utilizações do espectro em determinadas faixas, bem como associar condições à atribuição de novos direitos de utilização ou a novas utilizações do espectro de radiofrequências, incluindo a transmissão ou locação, para evitar distorções da concorrência provocadas pela atribuição, transmissão ou acumulação de direitos de utilização.

A adoção destas «medidas adequadas», pelo regulador, deverá basear-se numa avaliação objetiva e prospetiva das condições de concorrência do mercado e da sua necessidade.

1.5. Recursos de Numeração

Para além da gestão dos direitos de utilização relacionados com o domínio público radioelétrico, a ANACOM é igualmente a entidade a quem cabe gerir os recursos de numeração em Portugal.

 Os chamados «recursos de numeração», ou seja, o conjunto estruturado de códigos usados pelas redes de comunicações eletrónicas para o encaminhamento de sinais, são recursos do Plano Nacional de Numeração (“PNN” que pode ser consultado através desta ligação), ou de um plano internacional de numeração, em relação aos quais o regulador dispõe de competências de administração e de notificação. Estes números são aptos a identificar redes, elementos de rede, bem como, utilizadores finais, serviços ou aplicações que usem estes serviços e redes.

Cabe à ANACOM, nos termos da LCE, assegurar a gestão eficiente dos recursos de numeração, garantindo que estes estão disponíveis à oferta de redes públicas de comunicações eletrónicas e de serviços de comunicações eletrónicas acessíveis ao público.

A utilização dos recursos de numeração está dependente da atribuição, pelo regulador dos respetivos direitos de utilização, que é feita mediante a apresentação de pedido específico e fundamentado à ANACOM.   

A ferramenta técnica usada pela ANACOM para a gestão da numeração, que inclui igualmente os critérios para cada gama de números, é o PNN.

1.6. Segurança e Emergência

Para além de estabelecer competências genéricas em matéria de coordenação das redes e serviços de comunicações eletrónicas em caso de crise ou guerra, acidente grave ou catástrofe e de grave ameaça à segurança interna, na LCE destacam-se duas das normas de maior interesse:

  • Em primeiro lugar, a lei esclarece que as empresas que oferecem serviços de comunicações interpessoais móveis com base em números devem transmitir (gratuitamente) à população avisos relativos a emergências ou a acidentes graves ou catástrofes, iminentes ou em curso; e
  • Em segundo lugar, resulta da LCE que é um direito de todos os utilizadores finais de serviços de comunicações a existência de um número europeu de emergência gratuito «112» para realização de comunicações de emergência.

2. ANÁLISE DE MERCADOS E CONTROLOS REGULATÓRIOS

2.1. Disposições Gerais

Tal como lei de 2004, também na LCE, a análise de mercados e a imposição de obrigações específicas têm necessariamente de obedecer ao princípio da fundamentação plena, ou seja, quer isso dizer que a fundamentação das decisões obedece aos pressupostos prescritos pela lei, que implicam obrigatoriamente procedimentos de consulta pública prévia.

Em termos gerais, compete à ANACOM definir, entre outros, os mercados de produtos e geográficos relevantes no setor das telecomunicações e que empresas devem considerar-se empresas com poder significativo.

2.2. Análise de Mercado

Compete à ARN definir e analisar os mercados relevantes de produtos e serviços do setor das comunicações eletrónicas, tendo em conta, o nível de concorrência em matéria de infraestruturas nessas áreas.

Depois de efetuada a análise de mercado pela ANACOM, poderá concluir-se que este requer a imposição de obrigações específicas quando:

  • Existam obstáculos à entrada no mercado;
  • A estrutura de mercado não permita a concorrência efetiva; e
  • O Direito da Concorrência não seja suficiente para colmatar as falhas identificadas.

Esta análise pode ser promovida, não apenas aos mercados nacionais de telecomunicações, mas também aos mercados transnacionais, mas, neste caso, em cooperação com as autoridades europeias.

2.3. Imposição de Obrigações a Operadores com Poder de Mercado Significativo  

A LCE não alterou o conceito de poder de mercado significativo, mantendo-se a definição tradicional que o associa à existência deuma posição de força económica que permite a uma entidade agir, em larga medida, independentemente dos seus concorrentes, clientes e utilizadores finais.  

De modo semelhante ao que sucedia anteriormente, embora com pequenas alterações, de forma geral, permite-se que o regulador sujeite as empresas com poder de mercado significativo a algumas obrigações:  

  • Em primeiro lugar, a obrigação de dar resposta aos pedidos razoáveis de acesso e utilização de infraestruturas, em especial ativos de engenharia civil detidos por elas detidos;
  • Em segundo lugar, na ausência de concorrência efetiva, o regulador poder impor obrigações de orientação de preços para os custos e obrigação de adotar sistemas de contabilização de custos, nos fornecimentos de tipos específicos de interligação e acesso.

No entanto, neste ponto em particular, a LCE impôs condições mais exigentes do que a anterior, para a sua aplicação. Desta forma, a ANACOM passou a ter de considerar na sua análise os benefícios associados à existência de preços grossistas previsíveis e estáveis que assegurem a entrada eficiente de empresas no mercado e assegurar que existem incentivos suficientes para que as empresas implementem redes novas e mais avançadas, nomeadamente em zonas de baixa densidade populacional; e

  • Em terceiro lugar, na senda do Código Europeu das Comunicações Eletrónicas, a LCE considera que, por vezes, o estabelecimento de um mercado grossista pode alavancar efeitos positivos na concorrência de mercados retalhistas, envolvendo menores riscos concorrenciais.

Assim, às empresas exclusivamente grossistas passa a ser aplicável um regime mais favorável: estas apenas podem ser sujeitas a obrigações de não discriminação, acesso e utilização de elementos de redes específicos e recursos conexos ou obrigações relativas a preços justos, equitativos e razoáveis.

No entanto, a aplicabilidade deste regime depende da subsunção da empresa em causa a rigorosos requisitos de aplicação cumulativa; circunstância que pode dificultar a aplicabilidade deste regime.

Tendo em conta a constante inovação e modernização que carateriza o setor, as empresas com poder de mercado significativo, no novo diploma, passam a estar sujeitas a obrigações específicas no plano da migração de infraestruturas. O legislador, considerando as consequências concorrenciais que podem resultar dos processos de migração das antigas redes de cobre para as redes de próxima geração, introduziu a necessidade de notificação prévia sempre que estas empresas planeiem desativar ou substituir, no todo ou em parte, a sua infraestrutura.

Por fim, as obrigações de acesso não se aplicam apenas às empresas com poder de mercado significativo. Precisamente, de modo a garantir algum nível de eficiência económica, o regulador adquiriu o poder de impor obrigações de acesso aos operadores ou proprietários de cablagem e de recursos conexos associados dentro dos edifícios ou até ao primeiro ponto de distribuição, quando este se encontre fora do edifício, independentemente de serem ou não empresas com poder de mercado significativo. Permite-se, assim, um reforço da regulação simétrica, aplicável a todos os operadores.

2.4. ACESSO E INTERLIGAÇÃO

2.4.1. Interligação

As empresas que oferecem redes e serviços de comunicações eletrónicas são livres de negociar e celebrar entre si acordos de interligação.

No entanto, a lei permite que a ANACOM imponha, a empresas que tenham (ou não) poder de mercado significativo, obrigações de acesso e interligação desde que sejam objetivas, proporcionais, transparentes e não discriminatórias. Por exemplo, o regulador poderá impor obrigações de acesso e interligação a empresas que, estando sujeitas ao regime de autorização geral, controlem o acesso aos utilizadores finais.

2.4.2. Obrigações Regulatórias

Seguindo de perto o CECE, a nova lei mantém de forma geral as obrigações regulatórias que já resultavam da anterior legislação, acrescentando, todavia, algumas mais.

Em especial, com a LCE é reforçada a eventual imposição de obrigações regulatórias simétricas, nomeadamente de acesso, e.g., a obrigação de acesso a cablagem até ao primeiro ponto de distribuição, o poder para impor acesso a ativos de engenharia civil e a itinerância localizada. No entanto, e sem prejuízo do referido, a imposição de obrigações regulatórias está, com a nova lei, dependente da observação de ainda mais requisitos tornando-a consideravelmente mais complexa.

Assim, não obstante as intenções benignas do legislador ao conceber este regime, a sua complexidade levanta legítimas dúvidas de aplicabilidade.

2.4.3. Obrigação de ROAMING (Itinerância) Localizada

A LCE traz com ela um novo conceito: itinerância localizada. A itinerância localizada, ou roaming local, consiste, tal como resulta do Código Europeu das Comunicações Eletrónicas, num mecanismo regulatório fulcral ao suprimento de obstáculos físicos ou económicos intransponíveis para o fornecimento, aos utilizadores finais de serviços e de redes que dependem do acesso através de direitos de utilização de frequências do espectro de radiofrequências, ou seja, redes móveis.

Precisamente, o regulador poderá, quando o acesso e a partilha de infraestruturas passivas não for suficiente, por si só, para assegurar a disponibilização, num determinado local, de serviços que dependam da utilização do espectro de radiofrequências, impor obrigações de partilha de infraestruturas ativas ou a obrigação de celebração de acordos de acesso para fins de itinerância localizada. No entanto, a imposição destas obrigações depende do preenchimento de alguns requisitos (cumulativos), designadamente a existência de obstáculos físicos ou económicos insuperáveis, que resulte num acesso à rede ou acesso a serviços por parte dos utilizadores finais muito deficiente ou inexistente, e.g., caso existam limitações à edificação em zonas protegidas.

O recurso a este mecanismo só se justificará, nos termos da lei, perante a insuficiência fundamentada do acesso e partilha de infraestruturas passivas.

2.4.4. Roaming (Itinerância) Internacional

O roaming, ou itinerância, internacional, é um serviço introduzido pelas primeiras redes móveis de 2G que permite, aos utilizadores clientes de um operador utilizar os seus terminais (ou estações) móveis nas redes de operadores de outros países. Concretamente, este serviço, hoje considerado fundamental, permite fazer e receber chamadas de voz, enviar e receber mensagens de texto e multimédia ou aceder à Internet através dos respetivos equipamentos e tem sido considerado como um dos fatores fundamentais para a popularização a nível global dos serviços móveis através das redes de GSM.

Por definição, os custos associados às comunicações em roaming são mais elevados do que em território nacional, dado que o operador estrangeiro pode (quase) livremente fixar as tarifas aplicáveis aos utilizadores originários dos seus.

No entanto, no contexto do Espaço Económico Europeu, estes custos têm vindo a descer por força da aplicação das regras comunitárias, que culminaram com a implementação, em 2017, do conceito de Roam Like at Home, ou seja, as comunicações em roaming através das redes de qualquer operador nesse espaço, são, regra geral, taxadas nos termos do tarifário que o cliente subscreveu com o seu operador de origem.

Contudo, é de mencionar que as matérias referentes ao roaming internacional não se encontram reguladas na LCE, mas sim em regulamento europeu, designadamente no Regulamento (UE) n.º 2022/612 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 6 de abril de 2022.

2.5. controlo nos mercados retalhistas

?A intervenção da ANACOM para imposição de obrigações específicas adequadas aos mercados retalhistas depende da:

  • Inexistência de concorrência efetiva; e
  • Circunstância de que a imposição de outras obrigações não cumpriria os objetivos gerais de regulação.

Com isto procura impedir-se, e.g., que os operadores pratiquem preços excessivos e que preferiram (indevidamente) entre utilizadores finais,

3. DIREITOS DOs UTILIZADORES, SERVIÇO UNIVERSAL E SERVIÇOS OBRIGATÓRIOS ADICIONAIS   

3.1. Direitos dos Utilizadores Finais

A LCE, tal como aliás o CECE determinou, reforçou substancialmente os direitos dos utilizadores finais. As empresas que oferecem redes ou serviços de comunicações eletrónicas passaram a estar, na sua totalidade inclusivamente os serviços OTT, sujeitas às normas relativas aos direitos dos utilizadores finais, previstas na LCE.

Neste contexto existem poucas exceções. Uma das exceções mais notórias é o das microempresas que oferecem serviços de comunicações interpessoais independentes de números, que podem ser isentas do cumprimento destas normas. As microempresas estão obrigadas, contudo a informar isso mesmo aos utilizadores finais.

Seguindo a lógica desenhada pelo CECE, nos termos da LCE, beneficiam do regime aplicável aos direitos dos utilizadores finais, para além de consumidores finais que sejam consumidores, as microempresas, bem como, pequenas empresas ou organizações sem fins lucrativos desde que, não tenham renunciado expressamente à aplicação dessas disposições.

Quais são, afinal, os direitos dos utilizadores finais? Nos termos da LCE, são todos os utilizadores finais beneficiam, entre outros, dos seguintes direitos:

  • Dispor de informação escrita sobre os termos e condições de acesso e utilização dos serviços;
  • Ser informado, com a antecedência mínima de 15 dias, da cessação da oferta de um serviço;
  • Dispor de informação sobre a qualidade dos serviços prestados;
  • Receber informação sobre a faturação dos serviços prestados, nomeadamente sobre os custos de instalação e sobre o término do período de fidelização;
  • Proteção acrescida para casos de não autorização/contratação expressa;
  • Ter acesso a ferramentas de comparação de preços e outras condições;
  • Ter uma redução imediata e proporcional da mensalidade em casos de suspensão dos serviços por períodos iguais ou superiores a 24h consecutivas, sem prejuízo de eventuais compensações;
  • Aceder aos serviços contratados de forma contínua, devendo ter informação sobre a suspensão do serviço; e
  • Dispor de portabilidade de números.

A LCE introduziu, nesta sequência, uma novidade que merece ser destacada: as regras de não-discriminação. Ou seja, exceto quando tal seja “objetivamente justificado”, passa a não ser permitida a diferenciação de requisitos ou condições de utilização ou acesso em razão da nacionalidade, residência ou local de estabelecimento.

No entanto, com esta alteração, uma nova questão se abre (e à qual a nova lei não dá resposta): quando estaremos perante um caso em que é “objetivamente justificada” a diferenciação de requisitos?

Sem dúvida que o regime dos utilizadores finais é um dos mais importantes da nova LCE e mostra uma cada vez maior tendência para que o principal fundamento da regulação seja, efetivamente, a proteção dos utilizadores.

3.2. Requisitos de Informação sobre os Contratos

O regime da prestação de informações pré-contratuais é reforçado com a LCE.

As empresas que oferecem serviços de comunicações eletrónicas acessíveis ao público, com exceção dos serviços de transmissão utilizados para a prestação de serviços máquina a máquina, devem, previamente à celebração de um contrato, disponibilizar ao consumidor as informações (resultantes da Lei de Defesa do Consumidor) relativas a, por exemplo:

  • As características principais dos bens ou serviços, tendo em conta o suporte utilizado para o efeito e considerando os bens ou serviços em causa;
  • A identidade do fornecedor de bens ou prestador de serviços, nomeadamente o seu nome, firma ou denominação social, endereço geográfico no qual está estabelecido e número de telefone;
  • O preço total dos bens ou serviços, incluindo os montantes das taxas e impostos, os encargos suplementares de transporte e as despesas de entrega e postais, quando for o caso; e
  • Modo de cálculo do preço, nos casos em que, devido à natureza do bem ou serviço, o preço não puder ser calculado antes da celebração do contrato.

A obrigação de adoção e disponibilização do modelo de resumo do contrato é, não só formalizada, como também é consideravelmente mais detalhada.

3.3. Mecanismos de Controlo de Contratação e Faturação

A faturação dos serviços de comunicações eletrónicas acessíveis ao público é mensal, devendo as respetivas faturas – enviadas gratuitamente ao utilizador final – discriminar:

  • Os serviços prestados e os preços correspondentes;
  • A duração remanescente do período de fidelização; e
  • Informação sobre a existência da tarifa social de fornecimento de serviços de acesso à Internet em banda larga e a sua aplicação aos consumidores com baixos rendimentos ou com necessidades sociais especiais, quando aplicável.

3.4. Duração do Contrato

A LCE, no que se refere ao regime aplicável às fidelizações, aposta na continuidade; mas, sem prejuízo, traz algumas inovações, em especial no que se refere ao prolongamento de fidelizações e às re-fidelizações, introduzindo para tanto os conceitos de fidelização inicial e subsequente.

Todas as empresas que oferecem serviços de comunicações eletrónicas acessíveis ao público, com exceção dos serviços de comunicações interpessoais independentes de números e dos serviços de transmissão utilizados para a prestação de serviços máquina a máquina, passam a ser obrigadas a disponibilizar serviços sem fidelizações associadas. Assim, a disponibilização de contratos com períodos de retenção mais curtos, de 12 ou 6 meses, deixa de ser obrigatória, definindo-se, contudo, uma duração máxima de 24 meses para o contrato.  

A LCE prevê também que a subscrição de serviços suplementares ou de equipamento terminal pelo consumidor não prolonga o período de fidelização inicial do contrato, exceto nos casos em que o próprio consumidor concorde com o respetivo prolongamento no momento da subscrição.

3.5. Cessação do Contrato

A suspensão da prestação de serviços a utilizadores finais que não são consumidores depende de pré-aviso adequado. A suspensão, no entanto, nunca implica o corte de acesso a serviços de emergência. A cessação do contrato só tem lugar quando a dívida se tornar exigível; mas nunca antes de oito dias corridos desde o aviso.

A suspensão de prestação de serviços a utilizadores finais que são consumidores depende de pré-aviso adequado, com antecedência mínima de 30 dias. A resolução do contrato ocorre automaticamente após 30 dias de suspensão da prestação de serviços, sem que a situação tenha sido regularizada.

A LCE prevê a redução proporcional da fatura em casos de indisponibilidade de serviço não imputável ao consumidor por períodos superiores a 24h (independentemente da sua solicitação). Caso a indisponibilidade se mantenha por superior a 15 dias, o utilizador final beneficia do direito a resolver o contrato sem qualquer custo. Com estas inovações, na prática, parece que se está a criar uma responsabilização dos operadores por atos que não lhes sejam diretamente imputáveis.

A LCE estabeleceu também outras causas de incumprimento do contrato. Por exemplo, qualquer discrepância significativa entre o desempenho real dos serviços de comunicações eletrónicas e o desempenho indicado no contrato passa a servir de base ao desencadeamento do processo de tomada das medidas corretivas, sem prejuízo da prerrogativa do utilizador poder resolver o contrato sem qualquer custo.

A este propósito, sem prejuízo das muitas outras formas de cessação do contrato que se aplicam nos termos gerais, e que não conhecem grandes especificidades a este propósito, é importante mencionar uma relevante inovação é trazida pela LCE com consequências práticas inegáveis. Nos termos do novo diploma, os operadores não podem exigir ao consumidor titular do contrato o pagamento de quaisquer encargos relacionados com o incumprimento do período de fidelização. Por outras palavras, a cobrança de encargos adicionais pela resolução antecipada do contrato está vedada nos seguintes casos:  

  • Em primeiro lugar, em caso de caso de mudança de morada pelo consumidor (entenda-se, da sua residência permanente). Precisamente, nestas situações, não podem ser exigidos encargos pelo incumprimento do período de fidelização caso a empresa não possa assegurar a prestação do serviço contratado ou de serviço equivalente, nomeadamente em termos de características e de preço, na nova morada;
  • Em segundo lugar, em caso de situação de desemprego por facto não imputável ao consumidor que implique perda do rendimento mensal disponível do consumidor, não podem ser cobrados encargos pela saída antecipada do contrato;
  • Em terceiro lugar, não poderá ser exigido o pagamento de valores pela resolução antecipada do contrato em caso de doença prolongada. Assim, a quem esteja em situação de incapacidade para o trabalho, permanente ou temporária, que implique perda do rendimento mensal disponível do consumidor poderá incumprir o período de fidelização sem que lhe seja exigido o pagamento de quaisquer encargos;
  • Por fim, em situação de emigração do consumidor para país terceiro, também não lhe poderão ser exigidos quaisquer encargos pela saída antecipada do contrato. Para estes efeitos, por emigração entende-se a mudança imprevisível da habitação permanente do titular do contrato para fora do território nacional.

No entanto, sem prejuízo da eventual boa intenção do legislador ao implementar estas normas protecionistas, o recurso a conceitos indeterminados deixa alguns pontos (de grande relevância prática) por esclarecer, e.g., uma interrogação legítima será: o que se deve entender por mudança imprevisível da habitação permanente?

À semelhança do que sucede no contexto da resolução antecipada do contrato, podem ser justificadas a sua suspensão ou caducidade sem quaisquer encargos para o titular, em especial em caso de:

  • Perda do local onde os serviços são prestados;
  • Alteração de residência para fora do território nacional;
  • Ausência da residência motivada por cumprimento de pena de prisão, doença prolongada, estado de dependência de cuidados prestados ou a prestar por terceira pessoa; ou
  • Situação de desemprego ou baixa médica.

Trata-se de um conjunto de normas com impacto muito significativo que irão certamente ser objeto de clarificação à medida que operadores e consumidores forem sendo confrontados com a sua aplicação quotidiana.

3.6. Serviço Universal

A LCE caracteriza o serviço universal como um conjunto mínimo de prestações que, a um preço acessível, deve estar disponível, no território nacional, a todos os consumidores, em função das condições nacionais específicas sempre que exista um risco de exclusão social decorrente da falta de tal acesso que impeça os cidadãos de participarem plenamente na vida social e económica da sociedade.

O serviço universal deverá assegurar a disponibilidade, a um preço acessível e com uma qualidade especificada, de:

  • Um serviço adequado de acesso à Internet de banda larga num local fixo;
  • Serviços de comunicações de voz, incluindo à ligação subjacente, num local fixo;
  • Medidas específicas para consumidores com deficiência, com o objetivo de assegurar um acesso equivalente às prestações que, no âmbito do serviço universal, estão disponíveis para os demais utilizadores.

Com a nova LCE surgem novas regras aplicáveis ao serviço universal que trazem algumas mudanças fundamentais: a regulação social passa a ser essencialmente promovida através da chamada tarifa social de Internet.  

3.7. Serviços obrigatórios Adicionais

A LCE esclarece que o Governo pode decidir tornar acessíveis ao público, no território nacional, serviços suplementares para além dos incluídos nas obrigações de serviço universal. No entanto, nessa circunstância não pode ser imposto qualquer mecanismo de compensação que envolva empresas específicas.

4. OBRIGAÇÕES DE TRANSPORTE, EQUIPAMENTOS E DISPOSITIVOS ILÍCITOS

Quando tal for necessário para a realização de objetivos de interesse geral, o regulador poderá impor obrigações de transporte às empresas no mercado de serviços de programas televisivos e de rádio, determinando, como contrapartida, uma remuneração adequada.?

Nos termos da LCE, os equipamentos de televisão digital de consumo deverão possuir capacidade para permitir a descodificação dos sinais de televisão digital, e reproduzir sinais que tenham sido transmitidos sem codificação, e os prestadores devem promover a interoperabilidade do equipamento para que este possa ser reutilizado. ?

Por fim, toda a atividade relacionada com dispositivos ilícitos, conceito que, entre outros, inclui o fabrico, importação, distribuição, venda, locação, instalação, manutenção, promoção, aquisição, utilização é considerada uma contraordenação muito grave. Um dispositivo ilícito será qualquer equipamento ou programa informático concebido ou adaptado com vista a permitir o acesso a um serviço protegido, sob forma inteligível, sem autorização do prestador do serviço.

5. TAXAS, SUPERVISÃO E FISCALIZAÇÃO

5.1. Taxas

Os operadores que ofereçam redes e serviços de comunicações abrangidas pelo regime de autorização geral estão sujeitas ao pagamento de uma taxa anual, determinada essencialmente em função dos custos administrativos decorrentes da gestão, controlo e aplicação do regime de autorização geral, bem como dos direitos de utilização e das condições específicas.

No entanto, também estão sujeitos ao pagamento de taxas:

  • A atribuição e a renovação de direitos de utilização de frequências;
  • A atribuição, incluindo a reserva, e a renovação de direitos de utilização dos recursos de numeração; e
  • A concessão de direitos de passagem.

5.2. SUPERVISÃO E FISCALIZAÇÃO

5.2.1. Prestação de Informações

Aquelas empresas que ofereçam redes e serviços de comunicações eletrónicas, recursos ou serviços conexos, devem prestar as informações necessárias em especial, de natureza financeira, que permitam à ANACOM exercer as suas competências.

Sem prejuízo da obrigação supramencionada, o regulador e as outras autoridades competentes podem solicitar às empresas informações adicionais, desde que proporcionais e objetivamente justificadas, relativas à autorização geral, aos direitos de utilização ou às obrigações específicas, e.g., para permitir verificar o cumprimento da obrigação de pagamento das taxas administrativas.

5.2.2. Fiscalização

Compete à ANACOM, regulador do setor das comunicações, a fiscalização do cumprimento da LCE, sem prejuízo das competências atribuídas a outras entidades, caso da Autoridade de Segurança Alimentar e Económica e da Autoridade Tributária e Aduaneira.

6. INTERNET ABERTA

O princípio da Internet aberta assegura que os cidadãos dos Estados-Membros da União Europeia possam aceder a conteúdos e serviços online sempre e quando quiserem, sem serem sujeitos a qualquer tipo de discriminação ou de interferência promovida pelos respetivos operadores.

A LCE incorpora este princípio europeu no ordenamento jurídico português ao dispor que as medidas destinadas a assegurar a qualidade do serviço de acesso à Internet devem respeitar o Regulamento (UE) 2015/2120 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de novembro de 2015. Este princípio é fundamental na atual sociedade de informação, tanto para os utilizadores como para as próprias empresas, pois, efetivamente, é uma garantia de que estes podem aceder aos conteúdos e serviços disponíveis na Internet.

Por fim, é relevante esclarecer que, perante uma situação de incumprimento das disposições relativas à internet aberta, os Estados-Membros serão obrigados a aplicar sanções com carácter efetivo, proporcional e dissuasor, estando os prestadores de serviços sujeitos a sanções administrativas e pecuniárias.

2022-11-03

O potencial da energia eólica em Portugal está longe de estar esgotado, e a energia eólica offshore tem a possibilidade de contribuir para o Plano Nacional de Energia e Clima (PNEC2030) e para o Roteiro da Neutralidade do Carbono (2020-2050).

Recentemente, o Governo comprometeu-se a atingir uma produção de energia através de fontes renováveis de 80% até ao final de 2026 (quatro anos antes do objetivo estabelecido no PNEC2023). Foi criado, a 23 de Setembro, uma Task Force para o planeamento e operacionalização de centros eletroprodutores baseados em fontes de energia renováveis de origem oceânica. Este grupo de trabalho deve produzir um relatório, até 31 de Maio de 2023, contendo um conjunto de propostas que abrangem várias questões relativamente a este tipo de produção de energia, tais como: o mapeamento dos locais mais adequados; os títulos de modelo de utilização privada do espaço marítimo; o modelo técnico e de investimento para o desenvolvimento de infra-estruturas eléctricas no offshore.

Perante o Parlamento, o Governo assumiu ainda o objetivo de acelerar a produção de energia através de fontes renováveis. Daqui resulta o lançamento, em 2023, de um leilão eólico offshore para instalação de 10 GW de capacidade. Se atentarmos que em Portugal a produção de energia hidroéletrica e através de eólico onshore representam, respetivamente, 7.3 GW e 5.6 GW, melhor se compreende a dimensão que o leilão eólico offshore representa.

CONTROLO PRÉVIO 

Em geral, a produção de eletricidade está sujeita a um regime de controlo prévio nos seguintes termos:

  • Licença de Produção e Exploração: produção e armazenamento autónomo com potência instalada superior a 1 MW, ou caso se encontre sujeito a procedimento de AIA ou de avaliação de incidências ambientais.

  • Registo Prévio e Certificado de Exploração: produção com  capacidade instalada superior a 30 kW e igual ou inferior a 1 MW e armazenamento autónomo com potência instalada inferior a 1 MW.

  • Comunicação Prévia: produção com capacidade instalada superior a 700 kW e igual ou inferior a 30 kW.

  • Projetos de produção com capacidade instalada igual ou inferior a 700 W estão isentos de controlo prévio.

A emissão da Licença de Produção depende de prévia atribuição de título de reserva de capacidade de injeção na RESP (“TRC”). 

TRC pode ser obtido através de uma das seguintes três modalidades:

  • Acesso Geral: Aplicável caso haja capacidade de receção na RESPFica sujeito ao pagamento de uma caução à DGEG no montante de EUR10.000,00/MVA pelo prazo mínimo de 30 meses, ou até à entrada em funcionamento do centro eletroprodutor e/ou da instalação de armazenamento.

  • Acordo com o operador da RESP: Aplicável caso não exista capacidade de receção na RESP e tenha sido definida por despacho do Governo a capacidade máxima de injeção na RESP anual a atribuir nesta modalidade até ao dia 15 de janeiro de cada ano. Sujeito ao pagamento de uma caução ao operador da RESP no montante de EUR15.000,00/MVA pelo prazo mínimo de 24 meses. Após celebração do acordo, caução é devolvida, sendo obrigatório prestar nova caução à DGEG nos termos do Acesso Geral.

  • Procedimento Concorrencial: Aplicável caso tenha sido determinado pelo Governo a abertura de procedimento concorrencial para atribuição de TRCOs termos e condições da atribuição do TRC e da prestação da caução são estabelecidos nas peças do procedimento.

REGRAS GERAIS DE LICENCIAMENTO

A instalação de um centro eletroprodutor obedece a um processo de licenciamento com várias etapas, a saber:

  • Análise ambiental: projetos com mais de 20 torres ou 10 torres mas localizados em áreas sensíveis, ou localizados a uma distância inferior a 2 km de parques similares, e projetos suscetíveis de provocar impactes significativo no ambiente de acordo com análise caso a caso pela APA estão sujeitos a AIA, ou a procedimento de análise de incidências ambientais quando, independemente da capacidade instalada, estejam localizados em áreas sensíveis.
  • Licença de Produção (potência instalada superior a 1 MW): O processo é instruído com os elementos referidos no Anexo I do Decreto-Lei n.º 15/2022.
  • Registo Prévio (produção com potência instalada superior a 30 kW e igual ou inferior a 1 MW e armazenamento autónomo com potência instalada inferior a 1 MW): O processo é instruído com elementos referidos no Despacho 6/2020 da DGEG de 18 de fevereiro.
  • ?

    Controlo Municipal: Construção de centros eletroprodutores ou instalações de armazenamento estão sujeitas à obtenção de licença de construção ou comunicação prévia. Isento de controlo municipal a instalação de painéis fotovoltaicos que não excedam a área cobertura de edificações e a cércea deste em 1m.
  • Ligação à RESP: Ligação das infraestruturas de ligação à RESP construídas a expensas do promotor. Os promotores podem requerer a expropriação por utilidade pública, bem como a solicitar a constituição de servidões sobre os imóveis necessários à instalação das infraestruturas elétricas que farão parte integrante da RESP.
  • Licença de Exploração: Deve ser solicitada no prazo de um ano a contar da data de emissão da Licença de Produção, com possibilidade de prorrogação, por uma única vez, por mais um ano.
  • Certificado de Exploração: Deve ser solicitado no prazo de nove meses a contar da data de emissão do Registo Prévio, com possibilidade de prorrogação, por uma única vez, por mais metade do prazo inicial.

O ORDENAMENTO DO ESPAÇO MARÍTIMO 

A Lei de Bases da Política de Ordenamento e de Gestão do Espaço Marítimo Nacional ("Lei de Bases"), aprovada pela Lei n.º 17/2014, de 10 de abril, determina que o ordenamento do espaço marítimo nacional é efetuado através de:

  • Planos de situação de uma ou mais áreas e ou de volumes das zonas do espaço marítimo nacional, com a identificação dos sítios de proteção e de preservação do meio marinho e da distribuição espacial e temporal dos usos e das atividades atuais e potenciais; e

  • Planos de afetação de áreas e ou de volumes das zonas do espaço marítimo nacional a diferentes usos e atividades.

Por sua vez, e no mesmo diploma, é afirmado que o espaço marítimo é, por regra, de uso e fruição comum, podendo, todavia, ser admissível a sua utilização privativa "mediante a reserva de uma área ou volume, para um aproveitamento meio ou dos recursos marinhos ou serviços de ecossistemas superior ao obtido por utilização comum e que resulte em vantagem para o interesse público".

A utilização privativa é desenvolvida ao abrigo de um título de utilização privativa do espaço marítimo ("TUPEM").

A Lei de Bases vem ainda prever de forma expressa de que a atribuição de um TUPEM "não concede ao seu titular o direito à utilização ou exploração de recursos do espaço marítimo", encontrando-se ainda sujeita a concessão, a qual pode ter duração máxima de 50 anos, e é atribuída pelo respetivo contrato de concessão.

OS PLANOS DE ORDENAMENTO DO ESPAÇO MARÍTIMO

A Lei de Bases é desenvolvida pelo Decreto-Lei n.º 38/2015, de 12 de março, a qual, em conjunto com o regime jurídico dos instrumentos de gestão territorial, estabelece a articulação e a compatibilização dos programas e dos planos territoriais com os planos de ordenamento do espaço marítimo nacional.

Concretizando, de acordo com o DL 38/2015 o Plano de Situação representa e identifica a distribuição espacial e temporal dos usos e das atividades existentes e potenciais do espaço marítimo nacional, considerando-se aqueles que estão a ser desenvolvidos ao abrigo de um TUPEM. O seu conteúdo material inclui, entre outros elementos, recursos energéticos e energias renováveis.

O Plano de Situação foi aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 203-A/2019, de 30 de dezembro, 

Por sua vez, os planos de afetação procedem à afetação de áreas ou volumes do espaço marítimo nacional a usos e atividades não identificados no Plano de Situação, estabelecendo, quando aplicável, os respetivos parâmetros de utilização.

Os planos de afetação podem ser desencadeados por iniciativa pública (à semelhança do plano de situação), mas também por iniciativa particular.

Os interessados na elaboração de um plano de afetação podem apresentar ao membro do Governo responsável pela área do mar proposta de contrato para ordenamento que tenha por objeto a elaboração de um plano de afetação, a qual deve conter os objetivos e a fundamentação para a sua elaboração, bem como a representação geo-espacial com a identificação da distribuição espacial e temporal dos usos e das atividades a desenvolver. 

Faça o download do pdf completo no link abaixo. 
2022-10-17

The transition to an emission-neutral and environmentally sustainable economy is underway. The European "Green Deal", with the Portuguese PNEC, the European taxonomy, and green finance marks the beginning of a new approach to financial investments.

The environmental crisis represents one of humanity's greatest challenges today.

According to McKinsey to prevent a rise of more than 1.5°C, no more than 400 gigatons can be emitted, which means cutting present emissions levels by two-thirds over the course of the decade.

The first attempt to codify the environmental obligations of States at a global level was the Kyoto Protocol signed in 1997 and, more recently, the Paris Agreement of 2015 and the Glasgow Climate Pact of 2021.

At the European Union level, a set of sustainability policies, called the "Green New Deal", was approved in 2019, with the aim of transforming Europe’s economy, and setting the following objectives:

(1)  Neutral greenhouse gas emissions by 2050; and

(2)  Reduction of greenhouse gas emissions by at least 55% (compared to 1990) by 2030.

The Taxonomy Regulation, approved in 2020, establishes a European Union classification system in order to determine whether an economic activity is environmentally sustainable.

Portugal has joined the European Union’s and the World’s efforts to promote environmental sustainability since the beginning of the millennium, with aggressive investments in renewable energy, such as wind and hydroelectric power, and, more recently, in solar energy.

On 10 July 2019, Portugal approved the National Energy and Climate Plan (PNEC) which sets out Portugal’s agenda for the next decade in the environmental field and the country’s environmental goals to be achieved by 2030, of which we highlight:

(1) To reduce greenhouse gas emissions by 45% to 55%, in comparison with 2005 emissions;

(2) To increase to 47% the value of energy from renewable sources in the gross final consumption of energy; and

(3) To reduce primary energy consumption by 35% compared to 2005.

These goals can only be achieved through the development of renewable energy projects. The investments are large; therefore, sponsors should plan and use financing strategies appropriate to the projects they develop.

The "Green New Deal" highlighted the need to act in the field of financing green projects and announced the development of a renewed strategy in this area. To this end, a new European directive is under development that will standardize the issuing and negotiation of financing instruments for sustainable projects in Europe.

The issuance of so-called "green bonds" has become one of the new and most important financing instruments for sustainable projects. In this briefing, we describe what green bonds are, how they work and how they may be issued.

This briefing also describes the criteria used for qualifying bonds as "green" and also the process for issuing bonds under Portuguese law.

1. Looking for "Green" Investments

The case for a “green” revolution has been made in the economic press and general press since the beginning of the millennium, but “green” investments are only now beginning to make significant strides.

Global investors are beginning to demand that public and private companies and organizations make clear, precise, and measurable environmental commitments that can be verified and audited by the market. This movement extends to all types of financial assets: equities, government bonds, exchange-traded funds (ETFs), or hedge funds.

According to recent data from Bloomberg Intelligence, ETFs linked to ESG policies (an acronym for "Environmental, Social, Governance") cumulative assets accounted for more than $360 billion in 2021, almost 4% of global ETF assets.

Sustainable bonds accounted for 10% of overall global debt market activity, which exceeds the 6.6% of 2020 by large.

According to the 2021 Global ETF Investor Survey by US bank Brown Brothers Harriman, 82% of global investors plan to increase investment in ETFs linked to ESG policies, and over the next five years, nearly 56% of ETF investors plan to allocate at least 11% of their investments to funds that follow sustainable policies.

By 2021, a total of USD 500 billion was invested in green bonds, issued by companies, financial institutions, and governments to finance environmentally sustainable projects, reaching a new record high.

The global value of green bonds reached $488.8 billion, almost doubling 2020 levels. In several issues, green bonds have increased by 54% compared to 2020.

Europe accounted for 54% of the sustainable bond market, compared to 22% in America and 18% in the Asia Pacific region.

In 2020, European Union was the global leader in green bonds, responsible for 48 % of global issuances and 51 % of the global volume of green bonds being issued in the European Union.

2. What are green bonds?

As the name suggests, 'green bonds' are first and foremost bonds, i.e. financial instruments representing debt issued by a public or private entity, whose special feature, compared with other bonds, is that the bond proceeds are used exclusively for 'green' projects, i.e. projects that meet certain environmental objectives.

The first issue of green bonds was made in 2007, by the European Investment Bank, and served to finance, through loans, several projects developed by other entities. In the following years, other financial institutions, such as the World Bank, issued debt to finance environmental projects.

Since 2014, developers - usually private entities - have taken the initiative to directly issue green bonds in search of financial investors with an interest in this type of investment, and there are now numerous financial investors specializing in environmentally sustainable industries.

In general, a few types of green finance can be identified:

  • Bonds with recourse to the issuer: the same credit rating applies as for other bonds of the issuer;
  • Municipal or guaranteed bonds: the issuers' revenues arising from fees, taxes, etc. (e.g. on electricity) are pledged as collateral;
  • Project bonds: the resource is limited to the project's assets and balance sheet;
  • Securitised bonds: the resource is limited to a group of projects that have been pooled;
  • Covered bonds: with recourse to the issuer and, if the issuer cannot repay the bonds, to the portfolio provided as collateral;
  • Loans: with full recourse to the borrower(s) in the case of unsecured loans and to security interests in the case of secured loans;
  • Other debt instruments: Convertible bonds, Schuldschein, Commercial paper, Sukuk, Debentures.

3. The ICMA “Green Bond Principles”

In the absence of specific legal rules for green bonds, the contribution of the International Capital Markets Association (ICMA) has been of particular importance in defining the green bond principles, which cover the following aspects:

  • Use of proceeds;
  • Project evaluation and selection;
  • Management of proceeds; and
  • Reporting.

First, the ICMA Principles state that funds should be used to finance "Green Projects" defined as projects that provide clear environmental benefits.

For ICMA, the eligible green projects categories include:

  • Renewable energy, including production, transmission, appliances, and products;
  • Energy efficiency, including new and renovated buildings, energy storage, district heating, smart grids, appliances, and products;
  • Pollution prevention and control, including air emission reduction, greenhouse gas control, soil remediation, waste prevention, waste reduction, waste recycling, and energy-efficient waste;
  • Environmentally sustainable management of living natural resources and land use, including environmentally sustainable agriculture; environmentally sustainable animal husbandry; climate-smart farm inputs, such as biological crop protection or drip irrigation; environmentally sustainable fisheries and aquaculture; environmentally sustainable forestry, including afforestation or reforestation, and the preservation or restoration of natural landscapes;
  • Conservation of terrestrial and aquatic biodiversity (including protection of coastal, marine, and hydrographic environments);
  • Clean transport, including electric, hybrid, public, rail, and multimodal transport, infrastructure for clean energy vehicles, and reduction of pollutant emissions;
  • Sustainable water and wastewater management;
  • Climate change adaptation, including information support systems such as climate observation and early warning systems;
  • Eco-efficient and/or circular products, technologies, and adapted processes (such as development and introduction of environmentally sustainable, eco-labelled, or environmentally certified products, resource-efficient packaging, and distribution); and
  • Green buildings that meet regional, national, or internationally recognized standards or certifications.

Second, it is recommended that the green bond issuer communicates to investors:

  • the goals of environmental sustainability;
  • the process that led the issuer to integrate the project into the categories of eligible Green Projects;
  • the related eligibility criteria, including, where applicable, exclusion criteria, or any other process applied to identify and manage potentially material environmental and social risks associated with projects, notably by providing information on the internal objectives, strategy, and processes that make the project environmentally sustainable, which can and should include, where possible, the indication of green standards and/or certifications awarded to projects and make use of audits or certification by external and independent entities.

Compliance with this principle involves the technical assessment and provision to investors of information on the environmental sustainability goals that the green project will, in the specific case, promote.

Third, bond proceeds should be credited to sub-accounts or accounts controlled by a formal internal process to ensure that the proceeds are utilized in eligible green projects and can be audited by the issuer and external auditors.

Finally, and for reasons of transparency, the ICMA Principles establish that issuers should disclose and keep available information about the allocation of the proceeds, projects, and their impact, on an annual basis or whenever there is a material change, including qualitative and, where possible, quantitative performance indicators, to allow greater investor scrutiny of the use of funding and its management.

4. The EU Taxonomy Regulation

In 2020, the European Parliament approved Regulation (EU) 2020/852 ("Taxonomy Regulation"), which aims to promote sustainable investments and to create a secure, precise, and rigorous classification of eligible project types and the objectives of sustainable projects.

The Taxonomy Regulation defines as environmentally sustainable the economic activities that:

  • Contribute substantially to one or more environmental objectives, i.e. (i) climate change mitigation, (ii) adaptation to climate change, (iii) sustainable use, (iv) protection of water and marine resources, (v) transition to a circular economy, (vi) prevention and control of pollution and (v) protection and restoration of biodiversity and ecosystems;
  • Not significantly impair any of the environmental objectives listed in Article 17 of the Taxonomy Regulation;
  • Are developed by certain minimum safeguards; and
  • Satisfy the technical assessment criteria set by the Commission in Delegated Regulation (EU) 2021/2139.

The requirements set by the Taxonomy Regulation provide the basis for the concrete definition of the commitments that should be at the heart of green financing.

The Taxonomy Regulation requires projects to comply with the following requirements:

  • Identify the most relevant potential contributions to the environmental objective and the minimum requirements that must be met to avoid significant harm to any relevant environmental objectives;
  • Be quantifiable or, when this is not possible, use sustainability indicators;
  • Be based on conclusive scientific evidence and the precautionary principle;
  • Take life-cycle considerations into account by considering the environmental impact of the economic activity and the environmental impact of products and services resulting from that activity, the nature and scale of the economic activity, and the potential market impact of the transition to a more sustainable economy; and
  • Covering all relevant economic activities in a specific sector and ensuring that these activities are treated equally.

5. The Future Green Bond Regulation

In July 2021, the European Commission published a proposal for a Regulation on European Green Bonds (Green Bond Regulation).

The proposed Green Bonds Regulation foresees the creation of a standard for the issuance of European green bonds, available to all issuers, with the following features:

  • Inclusive and voluntary. European Green Bonds can be issued by any type of issuer, listed or unlisted, public or private, including the Member States voluntarily. The issue of green bonds complying with different standards is not prohibited, the only consequence being that such bonds may not be designated as European Green Bonds.
  • Alignment with Taxonomy regulation. European Green Bonds will require issuers to allocate 100% of the bond proceeds to activities that are compliant with the Taxonomy Regulation requirements.
  • Long-termrm projects. The proceeds of European Green Bonds can be used to fund long-term projects, up to 10 years, which involve an economic activity compliant with the Taxonomy Regulation.

Although the green bond regulation has not yet been approved it can already be used in the preparation of green bond issues.

The proposed Green Bond Regulation sets out the following requirements for the classification of bonds as "European Green Bond":

  • The proceeds of the bonds should be applied in activities that comply with the Taxonomy Regulation (Regulation (EU) 2020/852)
  • Before issuing, issuers must complete a factsheet following the model attached to the Regulation, obtain external certification, and publish both documents;
  • Issuers must prepare an annual report on the allocation of the proceeds until they are fully used and a report on the environmental impact of the use of the proceeds at least once during the lifetime of the bonds; and
  • Issuers should obtain a post-issuance verification of the report regarding the allocation of bond proceeds by an external entity.

6. Advantages of Green Bonds

6.1. Signaling

An advantage associated with the use of this type of instrument is the information transmitted to the market and investors.

In general, all investors today seek to understand whether the companies in which they invest are committed to pursuing environmental and social responsibility goals. Understanding these matters is now socially and economically very relevant because the future of the planet depends on them and the "environmental emergency" is now an unavoidable reality.

For this reason, it is now standard practice for listed companies to inform investors and other stakeholders of their environmental and social responsibility commitments.

By issuing green bonds, companies give a clear and credible signal to the market of their environmental responsibility.

6.2. Access to the "green money" market

Related to environmental responsibility is also access to the "green money" market, i.e., to a growing range of investors specialized in sustainable projects.

In practice, this means that companies committed to environmental goals will have access to investors that other companies do not have.

The actual size of the "green money" market is not yet exactly quantified, but it is already clear that a growing number of investors are fully committed to, or at least seeking to allocate a significant portion of their investments to, environmentally sustainable projects and companies.

This justifies the exponential growth of green bond issues, as well as the guarantee of origin certificates for renewable energy production.

It is estimated that green or socially relevant projects have attracted investment to the tune of €30 billion, particularly in Europe, where half of that amount has been concentrated.

6.3. More favorable financing conditions

Finally, there is a general perception that investors are willing to pay a premium when it comes to green products.

There are some studies to this effect. However, it seems too early to say with certainty that the same is true for bonds, i.e. that compared to other types of bonds, green bond issuers benefit from more favourable financial conditions.

The reasons for our uncertainty are that not enough green bonds have been issued to date.

7. The Issuance of Green Bonds

7.1. General framework for the issue of bonds

As stated above, bonds are designated green bonds because they are issued to finance projects or entities that comply with a set of environmental responsibility rules. For everything else, green bonds follow the general bond regime outlined in the Portuguese Companies Code.

It should be noted that bonds can only be issued by companies registered for more than one year, unless, in the case of private companies, they are the result of the merger or division of companies of which at least one has been registered for more than one year or the bonds are guaranteed by a credit institution, the State or a similar public entity.

The law also requires that investors are provided with financial information on the issuer, reported to a date not exceeding three months before the issue, audited by an independent auditor registered with the Portuguese Securities Market Commission (CMVM), and prepared by the applicable accounting standards.

7.2. Limits on issuance

The issuance of bonds depends on the issuer showing, after the issue, a financial autonomy ratio equal to or greater than 35%.

Compliance with the financial autonomy ratio must be confirmed by the opinion of the supervisory board, the sole supervisor, or the statutory auditor.

This limit will not apply to companies whose shares have been admitted to trading on a regulated market or companies with a rating assigned by a rating company registered with the CMVM.

This limit will not apply either to (i) bonds secured by special security interests in favour of bondholders, (ii) bonds with a unit par value of EUR 100,000 or more, or where subscription is carried out exclusively in minimum lots of EUR 100,000 or more, and (iii) bonds fully subscribed by qualified investors within the meaning of the Portuguese Securities Code, provided that the bonds issued are not subsequently placed, directly or indirectly, with non-qualified investors.

7.3. Approval and registration of the issue

The issue of bonds must be approved by the shareholders unless the articles of association authorize it to be approved by the board of directors, and no resolution to issue bonds may be taken until a previous issue has been subscribed to and carried out.

Shareholders may authorize a bond issue approved by them to be made in series, to be specified by them, or by the board of directors.

The issuance of bonds and the issue of each of its series, when made through a private offering, are subject to commercial registration, except if their admission to trading on a regulated market has occurred within the time limit for requesting registration.

7.4. Placement of bonds

Bond issues may be placed through:

  • a public offer; or
  • a private offer.

The offer is considered a public offer when it is preceded by the disclosure of a prospectus or another document required under EU law.

Under Regulation (EU) 2017/1129 (the “Prospectus Regulation”), as a rule, a prospectus is required when the securities are offered to the public or admitted to trading on a regulated market. However, the Prospectus Regulation exempts certain offers from this requirement, such as:

  • Offers addressed solely to qualified investors;
  • Offers addressed to fewer than 150 natural or legal persons per Member State, other than qualified investors;
  • Offers of securities whose denomination per unit amounts to at least EUR 100,000; and
  • Offers addressed to investors who acquire securities for a total consideration of at least EUR 100,000 per investor, for each separate offer.

In case of offers where a prospectus is required, the steps are as follows:

(1) Submission of prospectus approval request to the CMVM;

(2) Approval by the CMVM of the draft prospectus within 10 business days of submission (or 20 business days when the issuer does not have any securities admitted to trading on a regulated market and has not previously offered securities to the public); and

(3) Publication of the prospectus.

As of 2022, public offers where a prospectus is required have the right (but not the obligation) to engage a financial intermediary to provide assistance and placement services.

In private offers, a prospectus is not required and the issuer will enter into a subscription agreement with the investor(s) to regulate the terms and conditions of the subscription of the bonds.

7.5. Rights of bondholders

7.5.1. Remuneration of bonds

The subscription of bonds gives their holders a claim on the issuer.

Bonds may confer bondholders the right to (i) a fixed interest rate, additional interest, or a redemption premium, either fixed or dependent on the profits made by the company, (ii) a variable and dependent interest and redemption plan based on profits, to be convertible into shares, whether ordinary or preferred, with or without voting rights, or into other securities, or (iii) subscribe for one or more shares, whether ordinary or preferred, with or without voting rights.

The supplementary interest or repayment premium referred to above may be established as a fixed percentage of the profit of each financial year, regardless of the amount of the latter and of any fluctuations during the life of the loan, or as from a certain minimum limit to be established in the issue.

The additional interest or redemption premium may also be established based on a variable percentage based on the volume of profits produced each year or on profits to be considered more than the minimum threshold stipulated in the issue.

There may also be an allocation of profits to shareholders and bondholders in proportion to the nominal value of existing securities.

Where the terms of the issue provide for the distribution of supplementary interest or redemption premiums in the year of the issue, the amount thereof is calculated using the criteria established in the issue.

They may also be subordinated, that is to say, they may be reimbursable after the satisfaction of the common creditors, provided that this is expressly stated in the terms of issue and the documents, registers, and entries relating thereto, or they may offer special security over certain assets or income belonging to the issuer or a third party, provided that such special security is expressly stated in the terms of issue and the documents, registers, and entries relating thereto.

7.5.2. Bondholders' meeting

The bondholders may meet in a bondholders' meeting, convened by the common representative of the bondholders or, while he/she is not elected or while he/she refuses to convene it, by the chairman of the board of the general meeting of shareholders, or judicially when they refuse, provided that bondholders holding at least 5% of the nominal value of the bonds so request.

The bondholders' meeting deliberates on all matters assigned to it by law or that are of common interest to the bondholders, and in particular on:

  • appointment, remuneration, and removal of the common representative of the bondholders;
  • modification of the conditions of the bondholders' claims;
  • proposals for rescue or insolvency plans;
  • claims by bondholders in enforcement actions, except in cases of urgency;
  • establishment of a fund for the expenditure necessary to protect the common interests and the rendering of the respective accounts;
  • authorization of the common representative to bring legal proceedings.

The resolutions passed by the meeting are binding on absent or dissenting bondholders, which is particularly relevant when the meeting approves company recovery or insolvency plans that may result in a reduction in the value of the credits held by the bonds.

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2022-07-11

Novas realidades

O Regime Jurídico do Sistema Elétrico Nacional (SEN), aprovado pelo Decreto-Lei n.º 15/2022, de 14 de Janeiro, estabelece regimes que não existiam ou que eram regulados de forma deficiente no anterior diploma.

Visam assegurar o cumprimento das metas nacionais de transição energética com  soluções que permitem contornar a escassez da capacidade da rede através do combate à sua ociosidade e de maximizar o potencial de receção da Rede Elétrica de Serviço Público (RESP).

Destes, destacamos:

  • A Hibridização: a adição a centro electroprodutor ou unidade de produção de autoconsumo (UPAC) já existente de novas unidades de produção que utilizem diversa fonte primária de energia renovável, sem alterar a capacidade de injeção de centro electroprodutor ou UPAC preexistente; e
  • Os Híbridos: os centros electroprodutores ou UPAC que, no procedimento de controlo prévio, apresentem em simultâneo mais do que uma unidade de produção que utiliza diversas fontes primárias de energia renovável.

De forma simples, o novo enquadramento facilita e promove a utilização do mesmo ponto de injeção na RESP por diversas tecnologias com diferente fonte primária. Permite a constituição de sistemas de produção híbridos ab initio ou posteriormente através de um procedimento de controlo prévio bastante simplificado de alteração da licença de produção.

A hipótese de hibridização pode ser colocada para qualquer central electroprodutora.

Em particular, a energia solar e a energia eólica apresentam características que, em função dos ciclos intranuais, potenciam a sua complementaridade e permitem maximizar o ponto de receção na RESP.

Face à dimensão da produção de energia eólica no SEN, a oportunidade torna-se mais óbvia, já que, nos últimos 5 anos, a eletricidade de origem eólica correspondeu, em média, a 24% do consumo de eletricidade em território continental, com uma capacidade instalada em 2021 de 5.628.00 MW e representado uma quota de produção dentro das energias renováveis de 55,71%.

 

Controlo prévio

A instalação de um centro eletroprodutor ou UPAC Híbrido ou a Hibridização de centro eletroprodutor ou UPAC já existente estão sujeitos a um regime de controlo prévio nos seguintes termos:

  • Licença de Produção e Exploração: capacidade instalada superior a 1 MW;
  • Registo Prévio e Certificado de Exploração: capacidade instalada superior a 30 kW e igual ou inferior a 1 MW;
  • Comunicação Prévia: capacidade instalada superior a 700 kW e igual ou inferior a 30 kW; 
  • Projetos com capacidade instalada igual ou inferior a 700 W estão isentos de controlo prévio.
A emissão da Licença de Produção depende de prévia atribuição de título de reserva de capacidade de injeção na RESP (TRC).
 
A Hibridização, independente da capacidade instalada, está sempre isenta de obtenção de TRC uma vez que não existe aumento da capacidade de injeção do centro eletroprodutor ou UPAC existente.
 

O TRC pode ser obtido através de uma das seguintes três modalidades:

  • Acesso Geral: Aplicável caso haja capacidade de receção na RESP. Fica sujeito ao pagamento de uma caução à DGEG no montante de EUR10.000,00/MVA pelo prazo mínimo de 30 meses, ou até à entrada em funcionamento do centro eletroprodutor ou UPAC.
  • Acordo com o operador da RESP: Aplicável caso não exista capacidade de receção na RESP e tenha sido definida por despacho do Governo a capacidade máxima de injeção na RESP anual a atribuir nesta modalidade até ao dia 15 de janeiro de cada ano. Sujeito ao pagamento de uma caução ao operador da RESP no montante de EUR15.000,00/MVA pelo prazo mínimo de 24 meses. Após celebração do acordo, caução é devolvida, sendo obrigatório prestar nova caução à DGEG nos termos do Acesso Geral.
  • Procedimento Concorrencial: Aplicável caso tenha sido determinado pelo Governo a abertura de procedimento concorrencial para atribuição de TRC. Os termos e condições da atribuição do TRC e da prestação da caução são estabelecidos nas peças do procedimento.

Na hibridização, o título de controlo prévio subsequente identifica expressamente a capacidade de injeção na RESP alocada à nova unidade de produção e implica a alteração em conformidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP preexistente, a promover pela DGEG ou, nos casos de modalidade de acordo com o operador da RESP, pelo respetivo operador.

No procedimento de controlo prévio, a entidade licenciadora informa o requerente dos elementos instrutórios já entregues que se mantêm válidos.

Nos casos em que a hibridização ocorra em centro eletroprodutor ou UPAC que disponha de título de utilização dos recursos hídricos ou de título de utilização do espaço marítimo, o título de controlo prévio subsequente e o título de controlo prévio preexistente podem existir de forma autónoma, desde que seja assegurada a prioridade de injeção ao centro eletroprodutor preexistente.

Contudo, a extinção do título de utilização dos recursos hídricos ou de título de utilização do espaço marítimo sempre determinará a caducidade do título de controlo prévio subsequente no caso em que a hibridização deles careça.

A cessação dos títulos de controlo prévio preexistente e/ou subsequente ocorre nos termos do Decreto Lei 15/2022 e produz os seus efeitos por caducidade (art. 38.º) ou por revogação (art. 39.º).

A cessação do título de controlo prévio implica a extinção automática da licença de exploração e/ou certificado de exploração e a caducidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP que lhe corresponde.

A cessação dos efeitos de título de controlo prévio:

  • Preexistente: determina a emissão pela DGEG de novo título de reserva de capacidade em nome do titular da nova unidade de produção, ficando assegurada a capacidade de injeção na RESP do título de controlo prévio subsequente e a capacidade de injeção na RESP remanescente disponível para nova atribuição.
  • Subsequente: determina o averbamento ao título de controlo prévio preexistente a cessação do título de controlo prévio subsequente, mantendo o título de reserva de capacidade de injeção que lhe corresponda.

 

Tranmissão do Título de Controlo Prévio

A transmissão do título de controlo prévio está sujeita a autorização da DGEG e depende da observância dos requisitos legais da sua atribuição e implica a transmissão de todos os elementos que integram ou estão averbados ao título transmitido.

O pedido de transmissão, a apresentar pelo respetivo titular deve ser acompanhado de:

  • Elementos relativos à identificação, idoneidade técnica e financeira do transmissário; e
  • Declaração de aceitação da transmissão e de todas as condições do título de controlo prévio.

A DGEG decide no prazo de 15 dias após a receção do pedido, podendo solicitar elementos adicionais, por uma única vez, que lhe devem ser prestados no prazo máximo de 30 dias, suspendendo-se, durante esse período, o prazo de decisão.

A decisão de autorização determina o averbamento do novo titular ao título de controlo prévio inicial.

Até à emissão da licença de exploração ou do certificado de exploração, consoante o caso:

  • A alteração, direta ou indireta, do controlo sobre o titular do título de reserva de capacidade de injeção na RESP é considerada uma alteração ao título de controlo prévio, sujeito a autorização da DGEG; e
  • O pedido de alteração da titularidade do título de controlo prévio depende de reforço da caução em metade do respetivo valor de acordo com a modalidade de TRC realizada.

A transmissão autónoma do título do controlo prévio subsequente emitido no âmbito da hibridização, depende de autorização do titular do centro eletroprodutor ou UPAC preexistente, a qual contém o acordo e as condições estabelecidas para a utilização da capacidade de injeção na RESP pelo transmissário.

O título de capacidade de injeção na RESP mantém-se na titularidade do titular do centro eletroprodutor ou UPAC preexistente sem prejuízo de emissão pela DGEG de novo título de reserva de capacidade em nome do titular da nova unidade de produção em case de cessação do título de controlo prévio preexistente.

 

Licenciamento

A instalação de um centro eletroprodutor ou UPAC Híbrido ou a Hibridização de centro eletroprodutor ou UPAC - em regra com uma capacidade instalada superior a 1 MVA - obedece a um processo de licenciamento com várias etapas.

A saber:

  • Análise ambiental: Projetos com uma capacidade instalada superior a 50 MW, ou com mais de 20 MW mas localizados em áreas sensíveis estão sujeitos a AIA, ou a procedimento de análise de incidências ambientais quando, independemente da capacidade instalada, estejam localizados em áreas sensíveis;
  • Licença de Produção: O processo é instruído com os elementos referidos no Anexo I do Decreto-Lei n.º 15/2022. No caso de Hibridização, a DGEG informa requerente dos elementos instrutórios inicialmente entregues e que se mantêm válidos;
  • Controlo Municipal: Construção de centros eletroprodutores ou UPAC sujeitas à obtenção de licença de construção. Isento de controlo municipal a instalação de painéis fotovoltaicos que não excedam a área cobertura de edificações e a cércea deste em 1m;
  • Ligação à RESP: Ligação das infraestruturas de ligação à RESP construídas a expensas do promotor. Os promotores podem requerer a expropriação por utilidade pública, bem como a solicitar a constituição de servidões sobre os imóveis necessários à instalação das infraestruturas elétricas que farão parte integrante da RESP; e
  • Licença de Exploração: Deve ser solicitada no prazo de um ano a contar da data de emissão da Licença de Produção, com possibilidade de prorrogação, por uma única vez, por mais um ano.

 

Separação jurídica

A hibridização pode ser concedida a requerente distinto do titular do centro eletroprodutor ou UPAC a hibridizar, sendo o título de controlo prévio subsequente emitido em nome de pessoa diferente do titular do título de controlo prévio preexistente, ou averbado o nome do novo titular no título de controlo prévio subsequente, consoante o caso.

Para o efeito, o titular do centro eletroprodutor deve apresentar à DGEG um contrato celebrado entre si e o titular do novo centro eletroprodutor ou UPAC que defina:

  • Os termos e condições da separação jurídica da hibridização;
  • Direitos e obrigações de cada uma das partes no respeitante à produção de eletricidade;
  • A injeção de eletricidade na rede;
  • Contagem e faturação;
  • Propriedade das instalações e equipamentos e partilha de informações.

Em qualquer caso o titular do centro electroprodutor subsequente e do centro electroprodutor preexistente respondem solidariamente perante as entidades licenciadoras e fiscalizadoras, os operadores de rede e o gestor global do SEN em tudo o que respeite ao cumprimento dos deveres e obrigações legais e regulamentares decorrentes do título de controlo prévio subsequente e inerentes à instalação e exploração do novo centro eletroprodutor e respetiva ligação à rede.

Em caso de cessação do contrato relativo à sepação jurídica e não ocorra, nos 30 dias subsequentes às cessação, a integração do centro electroprodutor subsequente no centro electroprodutor preexistente ou a sua transformação como centro eletroprodutor autónomo, cessam os efeitos do título de controlo prévio subsequente.

A integração do centro electroprodutor subsequente no centro electroprodutor preexistente ou a sua transformação como centro electroprodutor autónomo constituem alterações ao título de controlo prévio, seguindo o respetivo procedimento de alteração, dando no caso da transformação lugar à emissão de um novo título de reserva de capacidade.

 

Se quiser saber mais, faça download do PDF deste estudo, abaixo.