O Decreto-Lei n.º 99/2024 , de 3 de dezembro, transpôs parcialmente a Diretiva RED III e altera o Decreto-Lei 15/2022.

Destacamos as principais alterações:

(i) Armazenamento

A definição de “Instalação de Armazenamento” é alargada para abranger dois tipos de armazenamento específicos:

• Armazenamento autónomo: quando a instalação tenha ligação direta à Rede Elétrica de Serviço Público (“RESP”);
• Armazenamento colocalizado: a instalação de armazenamento que se encontra combinada com um centro electroprodutor de fonte renovável ou UPAC, ligados no mesmo ponto de acesso à rede.

Para além do necessário procedimento de controlo prévio de obtenção de licença de produção, registo prévio ou comunicação, a atividade de armazenamento passa a estar sujeita a um procedimento de verificação prévia da capacidade de carregamento pela RESP conduzido pelo operador da rede competente e pelo gestor global do Sistema Elétrico Nacional (“SEN”). Para tal, a DGEG solicita pareceres ao operador de rede e ao gestor global do SEN, que determinam a potência máxima permitida para o carregamento das unidades de armazenamento a partir da RESP.

(ii) Caução

É alterado o valor da caução de €15.000,00 para €10.000,00 por MVA de reserva de capacidade na modalidade de acordo entre o interessado e o operador da RESP, com um limite máximo de €10.000.000,00, pelo prazo mínimo de 30 meses (ao invés dos 24 meses estabelecidos anteriormente), sendo prorrogada, até à entrada em funcionamento do centro eletroprodutor, instalação de armazenamento ou UPAC, sob pena de caducidade do procedimento.

É também agora causa de devolução da caução a não celebração do acordo entre o interessado e o operador da RESP por motivo imputável a este último.

(iii) Cedências Municipais

As cedências aos municípios onde se localizam os centros electroprodutores de fonte renovável ou instalações de armazenamento passam agora a estar sujeitas a um limiar de 1 MVA de potência de ligação atribuída, por oposição aos anteriores 50 MVA, caso em que o respetivo titular deverá ceder ao município: 

• UPAC com potência instalada equivalente a 1% (ao invés dos anteriores 0,3%) da potência de ligação do centro eletroprodutor; ou
• Postos de carregamento de veículos elétricos localizados em espaço público e destinados a utilização pública, desde que com capacidade equivalente.

(iv) Prazos

Os prazos para o pedido de emissão de licença de produção e exploração são agora prorrogáveis sem limite por decisão do membro do Governo responsável pela área da energia, em circunstâncias excecionais mediante pedido do requerente devidamente justificado.

Não obstante, são estabelecidos limites temporais máximos para os procedimentos para a emissão de licenças de produção e exploração, prorrogáveis por despacho da DGEG pelo período máximo de 6 meses:

• Dois anos, para os projetos de energias renováveis em terra; e
• Três anos, para os projetos de energias renováveis offshore.

São também agora excluídos dos prazos previstos para emissão da licença de produção e exploração os seguintes períodos:

• Construção dos centros eletroprodutores, incluindo as respetivas ligações à rede;
• Do processo administrativo para as modernizações significativas da rede, para garantir a sua estabilidade, fiabilidade e segurança; e
• Dos processos para a impugnação, administrativa ou judicial, de decisão, ato ou omissão ao cumprimento do Decreto-Lei n.º 15/2022.

A alteração à licença de produção em caso de sobre-equipamento e reequipamento não pode também agora exceder o limite de um ano a contar do respetivo pedido, podendo este prazo ser prorrogado por despacho da DGEG perlo período máximo de 3 meses. Caso o reequipamento não dê origem a um aumento da potência instalada superior a 20%, o prazo é reduzido para 3 meses.

(v) Autoconsumo

É  alterado o conceito de proximidade entre as UPAC e a(s) Instalações Elétricas de Utilização (“IU”), aplicando-se apenas as distâncias máximas entre a UPAC e as IU de (i) 4 km no caso de ligação em média tensão; (ii) 10 km nas ligações em alta tensão e (iii) 20 km nas ligações em muito alta tensão, quando as mesmas não estejam ligadas na mesma subestação (caso em que não existem distâncias máximas).

Se as UPAC e as IU se situarem em territórios de baixa densidade (identificados por portaria do Governo) as distâncias aumentam para o dobro.

(vi) Hibridização

A hibridização de um centro electroprodutor ou UPAC pode agora ocorrer após a emissão da Licença de Produção, Registo Prévio ou Comunicação Prévia, ou seja, sem que o projeto tenha entrado em exploração.

Também a hibridização passa agora a prever a possibilidade de novas unidades de armazenamento e não apenas a adição de outra fonte de energia renovável, através de um procedimento de alteração ao título de controlo prévio.

(vii) Isenção de AIA

Os centros eletroprodutores solares e respetivas instalações de armazenamento, bem como o  sobre-equipamento e reequipamento estão agora isentos de AIA caso sejam instalados em edifícios ou estruturas artificiais, já existentes ou futuras. No entanto, esta isenção não se aplica a instalações em superfícies de massas de água artificiais, em áreas ou edifícios classificados ou em vias de classificação, e respetivas zonas de proteção ou estruturas importantes para a defesa nacional ou segurança.

Em especial, o reequipamento de centro electroprodutor solar ou eólico fica isento de AIA, quando o reequipamento se implemente na área do centro electroprodutor preexistente e cumpra as condições das licenças e decisões ambientais anteriores emitidas.

(viii) Reserva Agrícola Nacional

Simplificam-se as regras para utilização de áreas da Reserva Agrícola Nacional (“RAN”). Podem agora ser utilizadas áreas RAN para efeitos de instalação de centros electroprodutores solares e respetivas linhas internas de ligação à RESP desde que essas áreas representem menos de 10% da área total contratada e tenham menos de 1 hectare.

Além disso, considera-se que os requisitos do artigo 22.º do Decreto-Lei 73/2009, de 31 de março, para utilização das áreas RAN são cumpridos quando, para efeitos de instalação de apoios e linhas de ligação de centros de energia à RESP, estes não imponham restrições que prejudiquem a atividade agrícola.

(ix) Medidas de apoio a Clientes Eletrointensivos

As instalações de consumo que obtenham o Estatuto do Cliente Eletrointensivo passam agora a contar com uma redução até 85% dos encargos correspondentes aos Custos de Interesse Económico Geral (“CIEG”) (ao invés dos anteriores 75%), que incidem sobre a tarifa de uso global do sistema, na componente de consumo de energia elétrica proveniente da RESP, não podendo tal redução pressupor um pagamento do encargo em valor inferior a 0,5€/MWh.

A intensidade do apoio é de:

• 85% do custo elegível se a instalação pertencer a um setor “em risco significativo” (de acordo com o Anexo I da Comunicação da Comissão Europeia  2022/C 80/01 sobre as “Orientações relativas a auxílios estatais à proteção do clima e do ambiente e à energia 2022”; e
• 75% do custo elegível se a instalação pertencer a um setor “em risco”,

(x) Atividade de registo e contratação bilateral de energia

Estabelecem-se as bases para a atividade de registo e contratação bilateral de energia, que consiste no registo de todas as transações operadas por contratos bilaterais de energia, nos quais pelo menos uma das partes é um agente de mercado, incluindo o registo obrigatório dos contratos de energia, incluindo as suas condições de preço e volume.

A ERSE será responsável por regulamentar a atividade e aprovar o respetivo Manual de Procedimentos, cabendo ao Governo estabelecer os termos e condições da atividade de registo e contratação bilateral de energia no prazo máximo de 120 dias após a entrada em vigor do Decreto-Lei n.º 99/2024

As novas regras entram em vigor no dia 18 de dezembro de 2024.