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. 

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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. 

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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.º^s 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.

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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).

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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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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:

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O Orçamento de Estado para 2022 foi aprovado pela Lei n.º 12/2022 (“OE 2022”) com algumas alterações face à proposta apresentada pelo Governo.

Nesta newsletter analisamos as principais alterações aprovadas pela Assembleia da República.

IRS

Em matéria de Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Coletivas (“IRS”), destacam-se as seguintes novidades face à proposta do Governo:

• Mais-valias. A lista de mais-valias sujeitas a IRS passa a incluir a cessão onerosa de direitos sobre estruturas fiduciárias, incluindo a cessão onerosa da posição de beneficiário.
• Rendimentos obtidos em território português. Consideram-se obtidas em território português as mais-valias resultantes da cessão onerosa de direitos, de qualquer natureza, sobre uma estrutura fiduciária, desde que, em qualquer momento durante os 365 dias anteriores à transmissão, o valor dessa estrutura resulte, direta ou indiretamente, em mais de 50% de bens imóveis ou direitos reais sobre bens imóveis situados em território português.
• Prazo de entrega da declaração.  Nas situações em que o sujeito passivo aufira rendimentos de fonte estrangeira relativamente aos quais tenha direito a crédito de imposto por dupla tributação internacional, cujo montante não esteja determinado no Estado da fonte até ao termo do prazo, o prazo de entrega da declaração é prorrogado até ao dia 31 de dezembro desse ano, independentemente de este dia ser útil ou não útil.

IVA

Quanto ao Imposto sobre o Valor Acrescentado (“IVA”), destacam-se a seguintes alterações:

• Regime forfetário dos produtores agrícolas.  Quando deixarem de se verificar as condições de aplicação do regime, os sujeitos passivos são obrigados a apresentar a declaração de alterações prevista no artigo 32.º do Código do IVA durante o mês de janeiro do ano seguinte àquele em que tenha sido atingido um volume de negócios relativo ao conjunto das suas operações tributáveis superior a € 12.500 (em lugar de € 10.000).
• Taxa reduzida de IVA. Passam a estar sujeitos à taxa reduzida de IVA todos os produtos de higiene menstrual.

IMPOSTO DO SELO

Quanto ao Imposto do Selo destacam-se a seguintes alterações:

• Incidência objetiva. Deixam de estar excluídas de tributação em imposto do selo as transmissões gratuitas de valores aplicados em fundos de investimento mobiliário e imobiliário ou sociedades de investimento mobiliário e imobiliário.
• Outras isenções.  Passam a estar isentos de imposto de selo:

-    As apólices de seguros de crédito à exportação, incluindo os seguros de crédito financeiros e os seguros caução na ordem externa, concedidos com ou sem garantia do Estado, desde que, em qualquer dos casos, o imposto constitua encargo do exportador e o mesmo esteja a atuar no âmbito da sua atividade de exportação;

-    As garantias das obrigações, sob a forma de garantias bancárias na ordem externa ou de seguros caução na ordem externa, desde que, em qualquer dos casos, o imposto constitua encargo do exportador e o mesmo esteja a atuar no âmbito da sua atividade de exportação; e

-    As garantias prestadas pelo Estado, direta ou indiretamente, no âmbito de instrumentos de direito internacional ou no âmbito das apólices de seguros referidas nas alíneas v) e w), emitidas, no caso das apólices de seguros, nos termos do artigo 15.º e seguintes do Decreto-Lei n.º 183/88, de 24 de maio, na sua redação atual.

• Reestruturação e refinanciamento de créditos em moratória. A isenção de imposto do selo aplicável às operações de reestruturação ou refinanciamento dos créditos em moratória ao abrigo da Lei n.º 70/2021 vigorará entre 14 de setembro de 2021 e:

-    31 de dezembro de 2022; ou

-    31 de março de 2023, no caso de operações cujo capital seja exclusivamente pago no final do contrato.

IMPOSTOS ESPECIAIS DE CONSUMO

Em matéria sobre os Impostos Especiais de Consumo, destaca-se:

• Redução de taxas. Aredução de taxas relativas aos seguintes produtos, quando produzidos e declarados para consumo na Região Autónoma da Madeira:

-    Rum que possua a denominação geográfica “Rum da Madeira” (redução em 40%);

-    Licores e os “crème de” produzidos a partir de frutos ou plantas regionais (redução em 28%).

IMPOSTO SOBRE OS VEÍCULOS

Em matéria sobre os Impostos sobre os Veículos (ISV), destacam-se as seguintes novidades face à proposta do Governo:

• Dispensa de DAV.  Face ao período de guerra, os beneficiários do regime de proteção temporária previsto na Resolução do Conselho de Ministros n.º 29-A/2022, de 1 de março, que sejam proprietários ou legítimos detentores de veículos matriculados na Ucrânia, podem circular no território nacional, durante o período de validade da autorização de residência temporária, sem o cumprimento da obrigação de apresentação da declaração aduaneira de veículos (DAV) prevista no artigo 20.º do Código do ISV.

IMI

No que diz respeito ao Imposto Municipal sobre Imóveis (“IMI”), destaca-se a seguinte alteração:

• Edifícios afetos a produções pecuárias.  Os edifícios e construções diretamente afetos à produção de rendimentos pecuários situados em prédios rústicos não são avaliados.

IMT

Em matéria de  Imposto Municipal sobre as Transmissões Onerosas (“IMT”), destacam-se as seguintes alterações:

• Direito à meação.  A alienação do direito à meação passa a estar sujeito a IMT, sendo o imposto liquidado sobre a parte do valor patrimonial tributário que lhe corresponder ou o valor constante do ato ou do contrato, consoante o que for maior.

BENEFÍCIOS FISCAIS

No que diz respeito aos Benefícios Fiscais, destaca-se a seguinte alteração:

• Unidades de participação adquiridas gratuitamente. No caso de rendimentos decorrentes de unidades de participação adquiridas a título gratuito, o adquirente deve comunicar à entidade registadora ou depositária, ou, na ausência destas, à entidade responsável pela gestão ou ao organismo de investimento coletivo sob a forma societária, a data e o valor que tenha sido considerado para efeitos de liquidação de imposto do selo ou que serviria de base à liquidação de imposto do selo, caso este fosse devido.
• Entidades licenciadas na Zona Franca da Madeira até 31/12/2023. Passam a beneficiar da tributação em sede de IRC de 5%, não só as entidades licenciadas até 31 de dezembro de 2021, mas também as licenciadas até 31 de dezembro de 2023.  

ALTERAÇÕES LEGISLATIVAS

• Formalidades de penhora de rendimentos independentes. Os rendimentos auferidos no âmbito das atividades especificamente previstas na tabela a que se refere o artigo 151.º do Código do IRS aplica-se, nomeadamente, as seguintes especificidades:

-    São impenhoráveis dois terços da parte líquida dos rendimentos totais;

-    A parte líquida dos rendimentos corresponde à aplicação do coeficiente 0,75 ao montante total pago ou colocado à disposição do executado, excluído o IVA liquidado;

-    O limite máximo e mínimo da impenhorabilidade é apurado globalmente, para cada mês, pela entidade que os deva pagar;

-    A entidade pagadora dos rendimentos deve comunicar ao órgão de execução, preferencialmente através do respetivo portal, previamente a qualquer pagamento ao executado, o montante total a pagar, o valor impenhorável apurado e o montante do valor a penhorar, tudo apurado de acordo com o presente artigo;

-    O órgão de execução fiscal, com base nas informações prestadas, confirma ou apura o valor a penhorar e comunica-o à entidade pagadora, no prazo de dois dias úteis a contar da comunicação referida na alínea anterior;

• Diferimento e suspensão extraordinários de prazos. O prazo para cumprimento das obrigações no âmbito da relação jurídica contributiva e de regularização de dívida à segurança social que devam ser cumpridas no mês de agosto é estendido até ao último dia desse mês, independentemente de ser útil, sem quaisquer acréscimos ou penalidades, sem prejuízo do disposto no número seguinte. Estas obrigações são igualmente aplicáveis às obrigações de natureza similar decorrentes da Lei n.º 70/2013, de 30 de agosto, que regula o Fundo de Compensação do Trabalho e o Fundo de Garantia de Compensação do Trabalho, com as necessárias adaptações.

Acresce-se que os prazos relativos aos atos praticados nos procedimentos contraordenacionais, bem como ao exercício do direito de audição ou de defesa em quaisquer procedimentos, exercício do direito à redução de coimas, dispensa de coima, bem como de pagamento antecipado de coimas, ou de esclarecimentos solicitados pelas instituições de segurança social ou ACT, que terminem no decurso do mês de agosto, são transferidos para o primeiro dia útil do mês seguinte e que os prazos relativos aos procedimentos de fiscalização resultantes da aplicação dos regimes contributivos do sistema previdencial de segurança social são suspensos durante o mês de agosto.

Sobre as demais alterações fiscais introduzidas pelo OE 2022 pode consultar aqui.

© MACEDO VITORINO

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O Orçamento de Estado para 2022 foi aprovado pela Lei n.º 12/2022 (“OE 2022”).

Nesta newsletter resumimos as principais alterações fiscais previstas na lei.

IRS

Em matéria de Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Coletivas (IRS), as principais alterações são as seguintes:

• Programa Regressar. Prorrogação para os anos 2021, 2022 e 2023 do regime fiscal aplicável a ex-residentes que exclui de tributação 50% dos rendimentos do trabalho dependente e dos rendimentos empresariais e profissionais dos sujeitos passivos que se tornem residentes entre os anos 2019 a 2023 e não tenham sido residentes nos 3 anos anteriores.
• IRS Jovem.  Introdução de uma isenção parcial de IRS sobre os rendimentos do trabalho dependente e independente auferidos por sujeitos passivos entre os 18 e os 26 anos, que não sejam dependentes, após a conclusão de um nível de ensino igual ou superior ao nível 4 (no caso de nível 8, a isenção pode estender-se até aos 28 anos). A isenção é aplicável nos cinco primeiros anos após a conclusão do nível de habilitações e incide sobre:

-    30% nos primeiros dois anos, com o limite de 7,5 vezes o valor do Indexante dos Apoios Sociais (IAS);

-    20% nos dois anos seguintes, com o limite de 5 vezes o valor do IAS; e

-    10% no último ano, com o limite de 2,5 vezes o valor do IAS.

• Afilhados civis. Limitação dos afilhados civis que podem ser considerados dependentes (e.g. sujeitos a tutela, até 25 anos e com rendimentos anuais não superiores ao valor da retribuição mínima mensal garantida).
• Regime simplificado. Possibilidade de o sujeito passivo incluir, na declaração de rendimentos, o valor das despesas e encargos em lugar das despesas comunicadas, caso em que a AT terá em conta estes valores, sem prejuízo da obrigação geral de comprovar os montantes declarados.
• Mais valias. A lista de mais-valia sujeitas a IRS passa a incluir a cessão onerosa de direitos sobre estruturas fiduciárias, incluindo a cessão onerosa da posição de beneficiário.
• Englobamento de mais-valias mobiliárias *. Prevê-se o englobamento obrigatório do saldo positivo entre as mais-valias e as menos-valias resultantes da alienação onerosa de partes sociais e de outros valores mobiliários detidos há menos de um ano, quando o sujeito passivo tenha um rendimento coletável, incluindo esse saldo, igual ou superior a €75.009, podendo o saldo negativo ser deduzido nos 5 anos seguintes. Esta alteração entrará em vigor a partir de 1 de janeiro de 2023.
• Comunicação de mais-valias mobiliárias. Os intermediários financeiros ficam obrigados a comunicar aos seus clientes, até 20 de janeiro de cada ano, a quantidade, a data, o valor de aquisição e o valor de realização dos títulos transacionados. No caso de transferência de valores mobiliários, deve o intermediário financeiro do qual os valores mobiliários são transferidos indicar, sempre que possível, ao intermediário financeiro que os receciona a data de aquisição e o valor histórico de aquisição dos valores mobiliários transferidos.
• Valor de aquisição de bens doados. No cálculo das mais-valias resultantes da venda de bens doados entre cônjuge ou unido de facto, descendentes e ascendentes, o valor de aquisição a considerar deverá corresponder ao valor que serviria de base à liquidação do imposto do selo, caso fosse devido, até aos dois anos anteriores à doação.
• Alteração dos escalões de IRS. Os atuais 7 escalões de IRS passarão a 9, criando-se um novo terceiro escalação (entre € 10.736 e € 15.216) sujeito a uma taxa de 26,5% (em lugar 28%) e um novo sétimo escalão (entre € 36.757 e € 48.033) sujeito a uma taxa de 43,5% (em lugar de 45%). No entanto, é reduzido o limite máximo do 8.º escalão de € 80.882 para € 75.009.
• Deduções à coleta. É alterada a fórmula de cálculo da limitação dos € 1.000, por agregado familiar, e são aumentadas ligeiramente as deduções à coleta relativamente a dependentes.
• Comunicação de rendimentos e retenções. A obrigação de emitir ao beneficiário a declaração de rendimentos sujeitos a retenção na fonte às taxas liberatórias dependerá de solicitação expressa dos sujeitos passivos que pretendam optar pelo englobamento.
• Rendimentos obtidos em território português*. Consideram-se obtidas em território português as mais-valias resultantes da cessão onerosa de direitos, de qualquer natureza, sobre uma estrutura fiduciária, desde que, em qualquer momento durante os 365 dias anteriores à transmissão, o valor dessa estrutura resulte, direta ou indiretamente, em mais de 50% de bens imóveis ou direitos reais sobre bens imóveis situados em território português.
• Prazo de entrega da declaração*.  Nas situações em que o sujeito passivo aufira rendimentos de fonte estrangeira relativamente aos quais tenha direito a crédito de imposto por dupla tributação internacional, cujo montante não esteja determinado no Estado da fonte até ao termo do prazo, o prazo de entrega da declaração é prorrogado até ao dia 31 de dezembro desse ano, independentemente de este dia ser útil ou não útil.

IRC

Em sede de Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Coletivas (IRC), destacam-se as seguintes alterações:

• Encargos não dedutíveis. Deixam de ser dedutíveis para efeitos da determinação do lucro tributável os encargos evidenciados em documentos emitidos por sujeitos passivos que não tenham entregado a declaração de inscrição no registo.
• Direitos de autor e propriedade industrial. Aumento de 50% para 85% da exclusão de tributação dos rendimentos provenientes de contratos que tenham por objeto a cessão ou a utilização temporária de direitos de propriedade industrial sujeitos a registo.
• Procedimento de liquidação. Alteração para 0,35 do coeficiente sobre o qual deverá a AT, na falta de entrega da declaração Modelo 22, emitir liquidação oficiosa sobre a matéria coletável apurada com base nos elementos que disponha, de acordo com as regras do regime simplificado.
• Pagamento Especial por Conta (PEC). Eliminação do PEC, mantendo-se as normas que permitem a dedução e/ou o reembolso de PECs já efetuados em anos anteriores.
• Tributação autónoma. Não aplicação do agravamento de 10% da tributação autónoma no período de 2022 para as cooperativas e as micro, pequenas e médias empresas quando (i) tenham obtido lucro tributável em um dos três períodos de tributação anteriores e (ii) tenham sido cumpridas as obrigações de entrega das Declarações Modelo 22 e IES dos dois períodos de tributação anteriores. O agravamento não é igualmente aplicável, nos períodos de tributação de 2020 e 2021, quando estes correspondam ao período de tributação de início de atividade ou a um dos dois períodos seguintes.

IVA

Quanto ao Imposto sobre o Valor Acrescentado (IVA), destacam-se a seguintes alterações:

• Taxa reduzida de IVA*. Sujeição a taxa reduzida de IVA dos seguintes produtos a partir de 1 de julho de 2022:

-    Produtos semelhantes a queijos, sem leite e lacticínios, produzidos à base de frutos secos, cereais, preparados à base de cereais, frutas, legumes ou produtos hortícolas;

-    As prestações de serviços de reparações de aparelhos domésticos;

-    Entrega e instalação de painéis solares térmicos e fotovoltaicos (até 30 de junho de 2025); e

-    *IVA todos os produtos de higiene menstrual.

• Prazo de entrega das declarações periódicas. Alargamento do prazo de entrega das declarações periódicas para o dia 20 do 2.º mês seguinte ao mês ou ao trimestre a que respeitam as operações, consoante se aplique o enquadramento mensal ou trimestral.
• Prazo de entrega do imposto. Alargamento do prazo de pagamento do IVA até o dia 25 do 2.º mês seguinte ao mês ou trimestre a que respeitam as operações, consoante se aplique o enquadramento mensal ou trimestral.
• Pagamento do imposto indevidamente liquidado. Os sujeitos que mencionem indevidamente IVA em fatura devem entregar o correspondente imposto no prazo de 20 dias a contar da emissão da fatura e, no caso de prática de actos isolados, até ao final do mês seguinte ao da conclusão da operação.
• Envio da IES / DA e submissão do ficheiro SAF-T. Adiamento da implementação das regras de submissão do ficheiro SAF-T (PT) relativo à contabilidade previstas na Portaria n.º 31/2019 para os períodos de 2023 e seguintes, devendo a entrega ocorrer a partir de 2024.
• Suspensão do ATCUD em 2022. Adiamento para 2023 da aposição do código único de documento (ATCUD) nas faturas e outros documentos fiscalmente relevantes.
• Localização das operações (Madeira e Açores). As prestações de serviços de transporte passem a ser tributáveis no local do estabelecimento estável a partir do qual são efetuadas.
• Isenções nas importações/exportação. Prevêem-se isenções em algumas importações e exportações efetuadas pela Comissão Europeia, por outras agências ou organismos europeus e pelas forças armadas de outros Estados-membros.
• Excedente de eletricidade. Prevê-se uma autorização ao Governo para introduzir uma derrogação à regra geral de incidência subjetiva do IVA relativamente a certas transmissões do excedente de eletricidade produzida em regime de autoconsumo de energia renovável, cuja autorização fica condicionada pela aprovação pelo Conselho Europeu do pedido de derrogação para o efeito nos termos da Diretiva IVA.
• Regime forfetário dos produtores agrícolas.  Quando deixarem de se verificar as condições de aplicação do regime, os sujeitos passivos são obrigados a apresentar a declaração de alterações prevista no artigo 32.º do Código do IVA durante o mês de janeiro do ano seguinte àquele em que tenha sido atingido um volume de negócios relativo ao conjunto das suas operações tributáveis superior a € 12.500 (em lugar de € 10.000).

IMPOSTOS ESPECIAIS SOBRE O CONSUMO

Em sede de impostos especiais sobre o consumo, destacam-se as seguintes alterações:

IMPOSTO SOBRE OS PRODUTOS PETROLÍFEROS E ENERGÉTICOS (ISPE)

• Eletricidade produzida para autoconsumo*. Alargamento do âmbito da isenção de ISPE à eletricidade produzida para autoconsumo a partir de fontes de energia renovável, até ao limite de 1 MW de potência instalada.
• Adicional às taxas do ISPE*. Mantém-se em vigor em 2022 o adicional às taxas do ISPE de 0,0035 euros/l para o gasóleo colorido e marcado, até ao limite de €30.000.000 anuais.
• Gasóleo colorido e marcado. Mantém-se em vigor em 2022 a majoração relativa à utilização de gasóleo colorido e marcado pelos pequenos agricultores, detentores do estatuto de agricultura familiar, pequenos aquicultores e para a pequena pesca artesanal e costeira que utilizem gasóleo colorido e marcado com um consumo anual até 2.000 litros, de 0,06 euros por litro sobre a taxa reduzida aplicável aos equipamentos utilizados.
• Pesca artesanal. Mantém-se em vigor em 2022 um subsídio correspondente ao desconto no preço final da gasolina ou do GPL consumidos equivalente ao que resulta da redução de taxa aplicável ao gasóleo consumido na pesca
• Produtos utilizados na produção de eletricidade, eletricidade e calor ou gás de cidade:

-   Produtos abrangidos pelos códigos NC 2701, NC 2702 e NC 2704 utilizados nos processos de cogeração ou de gás de cidade, por entidades que desenvolvam essas atividades como a sua atividade principal, são tributados a 100% da taxa de ISPE e em 100% da taxa de adicionamento sobre as emissões de CO2;

-   Abrangidos pelos códigos NC 2710 19 61 a 2710 19 69 usados na produção de eletricidade em processos de cogeração ou de gás de cidade são tributados em 75% da taxa de ISP e em 75% da taxa de adicionamento sobre as emissões de CO2, quando usados e consumidos no continente;

-   Abrangidos pelos códigos NC 2710 19 41 a 2710 19 49 e NC 2710 19 61 a 2710 19 69 se utilizados e consumidos nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira para a produção de eletricidade, em sede de processos de cogeração ou de gás de cidade serão tributados em 37,5% da taxa de ISP e ema 37,5% da taxa de adicionamento sobre as emissões de CO2;

-   Abrangidos pelos códigos NC 2711 utilizados na produção de eletricidade, com exceção dos usados nas regiões autónomas, devem ser tributados em 20% da taxa de ISPE e em 20% da taxa de adicionamento sobre as emissões de CO2;

-   Abrangidos pelos códigos NC 2701, 2702, 2704, 2713 e 2711 12 11 e o fuelóleo com teor de enxofre igual ou inferior a 1%, classificado pelo código NC 2710 19 61, utilizados em instalações sujeitas a um acordo de racionalização dos consumos de energia (ARCE), sejam tributados em 10% da taxa de adicionamento sobre as emissões de CO2.

TAXAS SOBRE BEBIDAS

• Taxa sobre as bebidas alcoólicas. Aumento das taxas de imposto aplicáveis sobre as (i) cervejas, passando estas a variar entre os 8,42 euros/hl e os 29,59 euros/hl, (ii) as Bebidas fermentadas, tranquilas e espumantes, passando estas a ser de 10,54 euros/hl, (iii) os Produtos intermédios, passando estas a ser de 76,86 euros/hl e (iv) as Bebidas espirituosas, passando estas a ser de 1.400,80 euros/hl. No que se refere à taxa para consumo na Região Autónoma da Madeira a taxa aumenta para 1.253,70 euros/hl.
• Taxa sobre as bebidas não alcoólicas. Incremento da unidade tributável, sendo que a taxa de imposto varia entre 1,01 euros/hl (teor de açúcar inferior a 25g/l), 6,08 euros/hl (teor de açúcar seja inferior a 50g/l e igual ou superior a 25g/l), 8,10 euros/hl (teor de açúcar inferior a 80g/l e igual ou superior a 50g/l) e de 20,26 euros/hl (teor de açúcar igual ou superior a 80g/l). Na forma líquida os valores aumentam para 6,08 euros/hl, 36,47 euros/hl, 48,62 euros/hl e 121,56 euros/hl, respetivamente; e sob a forma de pó, grânulos ou outras formas sólidas aumentam para 10,13 euros/hl, 60,78 euros/hl, 81,04 euros/hl e 202,61 euros/hl por 100 quilogramas de peso líquido, respetivamente.
• Redução de taxas*. A redução de taxas relativas aos seguintes produtos, quando produzidos e declarados para consumo na Região Autónoma da Madeira:

-    Rum que possua a denominação geográfica “Rum da Madeira” (redução em 40%);

-    Licores e os “crème de” produzidos a partir de frutos ou plantas regionais (redução em 28%).

IMPOSTO SOBRE O TABACO

• Tabaco normal. Aumento do elemento específico para 102,01 euros..
• Tabaco aquecido. Aumento do elemento específico para 0,0845 euros/g. Eleva-se ainda o montante mínimo de imposto de 0,180 euros/g para 0,182 euros/g.
• Charutos e cigarrilhas. O milheiro de charuto e cigarrilhas aumenta respetivamente para 416,22 euros e 62,43 euros.
• Tabaco de corte fino, restantes tabacos de fumar, rapé, tabaco de mascar. Aumento do elemento específico para 0,082 euros/g, sendo que o valor do imposto não poderá ser inferior a 0,177 euros/g.
• Tabaco para cachimbo de água. Aumento do elemento específico da tributação sobre o líquido contendo nicotina, em recipientes utilizados para carga e recarga de cigarros eletrónicos para 0,323 euros/ml.
• Cigarros fabricados nas Regiões Autónomas da Madeira e dos Açores. Aumento do elemento específico para 61,55 euros nos cigarros fabricados por pequenos produtores cuja produção anual não exceda, individualmente, 500 t e que sejam consumidos nestas regiões, o elemento específico.  Ainda assim, o limite mínimo de imposto é reduzido para 88%, sendo que as taxas de imposto a adicionar a todos os cigarros consumidos nestas regiões são elevadas no elemento específico para 21,61 euros.

IMPOSTO SOBRE VEÍCULOS (ISV)

• Aumento das taxas. Aumento das taxas de ISV aplicáveis aos automóveis, motociclos, triciclos e quadriciclos, relativamente à sua componente cilindrada e ambiental.
• Dispensa de DAV.  Face ao período de guerra, os beneficiários do regime de proteção temporária previsto na Resolução do Conselho de Ministros n.º 29-A/2022, de 1 de março, que sejam proprietários ou legítimos detentores de veículos matriculados na Ucrânia, podem circular no território nacional, durante o período de validade da autorização de residência temporária, sem o cumprimento da obrigação de apresentação da declaração aduaneira de veículos (DAV) prevista no artigo 20.º do Código do ISV.

IMPOSTO ÚNICO DE CIRCULAÇÃO (IUC)

Aumento generalizado em cerca de 1% das taxas de IUC aplicáveis a todos os veículos e manutenção do adicional de IUC para os veículos a gasóleo das categorias A e B.

IMT

Em sede de Imposto Municipal sobre as Transmissões Onerosas de Imóveis (IMT), destacam-se as seguintes medidas:

• Alagamento da incidência do IMT. Alargamento da incidência do IMT a (i) entradas dos sócios com bens imóveis para a realização de prestações acessórias, (ii) adjudicações de bens imóveis aos sócios na redução de capital, no reembolso de prestações acessórias ou outras formas de cumprimento de obrigações pelas sociedades, (iii) adjudicação de bens imóveis aos participantes de fundos de investimento imobiliário fechados de subscrição particular decorrente do resgate das unidades de participação e da redução de capital e (iv)* alienação do direito à meação.
• Alteração dos escalões. Atualização dos escalões do IMT aplicáveis na aquisição de prédios urbanos ou frações autónomas de prédios urbanos destinados a habitação.
• Transmissão de partes de prédio. Prevê-se que na transmissão de partes de prédio, de figuras parcelares do direito de propriedade e da propriedade separada dessas figuras parcelares, ao valor tributável aplica-se a taxa correspondente ao valor global do prédio tendo em consideração a parte ou o direito transmitidos.
• Incentivos à reabilitação urbana. A isenção de IMT na primeira transmissão de prédios urbanos ou frações autónomas sujeitos a intervenções de reabilitação urbana caduca se (i) aos imóveis for dado destino diferente daquele em que assentou o benefício (habitação própria e permanente / arrendamento para habitação permanente), no prazo de seis anos a contar da data da transmissão, (ii) os imóveis não forem afetos a habitação própria e permanente no prazo de seis meses a contar da data da transmissão ou (iii) os imóveis não forem objeto da celebração de um contrato de arrendamento para habitação permanente no prazo de um ano a contar da data da transmissão. Neste caso, a liquidação do IMT deverá ser solicitada no prazo de 30 dias.

IMI

Em matéria de Imposto Municipal sobre Imóveis (IMI), destacam-se as seguintes medidas:

• Segunda avaliação de prédios urbanos. O Valor Patrimonial Tributário (VPT) determinado em sede de segunda avaliação com base em distorção face ao valor normal de mercado passa a ser considerado também para efeitos de IMI e de Adicional ao IMI.
• Prédios urbanos arrendados antes do RAU. A participação anual de rendas por parte de proprietários, usufrutuários ou superficiários de prédios urbanos, que estejam abrangidos por contratos de arrendamento celebrados antes da entrada em vigor do Regime do Arrendamento Urbano (RAU) deverá ser realizada entre 1 de janeiro e 15 de fevereiro do ano seguinte conforme modelo e procedimentos oficiais.
• Isenção de IMI. O limite de € 153.300 aplicável na isenção de IMI sobre prédios construídos, ampliados, melhorados ou adquiridos destinados a habitação passará a ter em conta o rendimento bruto total do agregado familiar em lugar do rendimento coletável para efeitos fiscais.
• Edifícios afetos a produções pecuárias.  Os edifícios e construções diretamente afetos à produção de rendimentos pecuários situados em prédios rústicos não são avaliados.

IMPOSTO DO SELO

No que diz respeito às alterações em sede de imposto de selo, prevê-se:

• Incidência objetiva. Deixam de estar excluídas de tributação em imposto do selo as transmissões gratuitas de valores aplicados em fundos de investimento mobiliário e imobiliário ou sociedades de investimento mobiliário e imobiliário.
• Exclusão de isenção. Não aplicação da isenção de imposto de selo prevista no artigo 66.º-A do Estatuto dos Benefícios Fiscais a instituições de crédito, sociedades financeiras, empresas de seguros e resseguros ou outras entidades a elas legalmente equiparadas.
• Crédito ao consumo. Manutenção do agravamento em 50% das taxas de imposto aplicáveis à utilização de crédito concedido no âmbito de contratos de crédito a consumidores.
• Outras isenções.  Passam a estar isentos de imposto de selo:

-    As apólices de seguros de crédito à exportação, incluindo os seguros de crédito financeiros e os seguros caução na ordem externa, concedidos com ou sem garantia do Estado, desde que, em qualquer dos casos, o imposto constitua encargo do exportador e o mesmo esteja a atuar no âmbito da sua atividade de exportação;

-    As garantias das obrigações, sob a forma de garantias bancárias na ordem externa ou de seguros caução na ordem externa, desde que, em qualquer dos casos, o imposto constitua encargo do exportador e o mesmo esteja a atuar no âmbito da sua atividade de exportação; e

-    As garantias prestadas pelo Estado, direta ou indiretamente, no âmbito de instrumentos de direito internacional ou no âmbito das apólices de seguros referidas nas alíneas v) e w), emitidas, no caso das apólices de seguros, nos termos do artigo 15.º e seguintes do Decreto-Lei n.º 183/88, de 24 de maio, na sua redação atual.

• Reestruturação e refinanciamento de créditos em moratória. A isenção de imposto do selo aplicável às operações de reestruturação ou refinanciamento dos créditos em moratória ao abrigo da Lei n.º 70/2021 vigorará entre 14 de setembro de 2021 e:

-    31 de dezembro de 2022; ou

-    31 de março de 2023, no caso de operações cujo capital seja exclusivamente pago no final do contrato.

CONTRIBUIÇÕES ESPECIAIS

De acordo com a Lei n.º 99/2021, de 31 de dezembro, em 2022  manter-se-ão em vigor as seguintes contribuições especiais:

-    Contribuição sobre o setor bancário;

-    Adicional de solidariedade sobre o setor bancário;

-    Contribuição sobre o audiovisual;

-    Contribuição sobre a Indústria Farmacêutica;

-    Contribuição Extraordinária sobre o Setor Energético (CESE);

-    Contribuição extraordinária sobre os fornecedores da indústria de dispositivos médicos do Serviço Nacional de Saúde (SNS); e

-    Contribuição sobre as embalagens de plástico ou alumínio de utilização única em refeições prontas.

Para além destas contribuições, a proposta de OE 2022 prevê a criação de uma contribuição especial para a conservação dos recursos florestais, estipulando-se um prazo de 90 dias para a regulamentação, por decreto-lei.

BENEFÍCIOS FISCAIS

A proposta do OE 2022 inclui as seguintes alterações:

• IVA sobre donativos. A não sujeição a IVA das transmissões de bens e as prestações de serviços efetuadas, a título gratuito, passa a estar limitada a 25% (no seu conjunto) do montante do donativo recebido.
• Incentivo Fiscal à Recuperação (IFR). É criado um Incentivo Fiscal à Recuperação aplicável aos sujeitos passivos de IRC que consiste numa dedução à coleta de IRC do período de tributação de 2022 de 70% das despesas de investimento em ativos afetos à exploração (até ao limite máximo acumulado de € 5.000.000), que sejam efetuadas nos primeiros 6 meses do período de tributação de 2022, correspondentes a:

-    10% das despesas elegíveis (e.g. ativos fixos tangíveis (com algumas exceções) adquiridas em estado novo e que entrem em funcionamento até ao final do período de tributação de 2022 ou intangíveis sujeitos a deperecimento), até ao valor correspondente à média aritmética simples das despesas de investimento elegíveis dos três períodos de tributação anteriores; e

-    25% das despesas elegíveis, na parte que exceda o limite acima referido.

Para beneficiar deste incentivo, além de outras condições, o sujeito passivo não poderá:

-    Cessar contratos de trabalho durante três anos, contados do início do período de tributação em que se realizem as despesas de investimento elegíveis, ao abrigo das modalidades de despedimento coletivo ou despedimento por extinção do posto de trabalho; e

-    Distribuir lucros durante três anos, contados do início do período de tributação em que se realizem as despesas de investimento elegíveis.

O IFR apurado, que não for passível de dedução no período de tributação de 2022, por insuficiência de coleta, poderá ser deduzido, nas mesmas condições, nos cinco períodos de tributação seguintes.

• Apoio à implementação do SAF-T (PT) e do ATCUD. Mantém-se, relativamente às micro, pequenas e médias empresas, o apoio extraordinário correspondente à consideração, em 120% dos respetivos gastos contabilizados no período de tributação de 2022.
• Alterações ao Código Fiscal do Investimento*. O Código Fiscal do Investimento é alterado, tendo em vista, nomeadamente:

-    A extensão dos benefícios fiscais contratuais ao investimento produtivo até 31 de dezembro de 2027; e

-    A atualização dos limites máximos dos benefícios fiscais contratuais ao investimento produtivo e do RFAI em conformidade com o mapa nacional de auxílios estatais com finalidade regional para o período de 1 de janeiro de 2022 a 31 de dezembro de 2027, aprovado pela Comissão Europeia em 8 de fevereiro de 2022.

• Unidades de participação adquiridas gratuitamente. No caso de rendimentos decorrentes de unidades de participação adquiridas a título gratuito, o adquirente deve comunicar à entidade registadora ou depositária, ou, na ausência destas, à entidade responsável pela gestão ou ao organismo de investimento coletivo sob a forma societária, a data e o valor que tenha sido considerado para efeitos de liquidação de imposto do selo ou que serviria de base à liquidação de imposto do selo, caso este fosse devido.
• Entidades licenciadas na Zona Franca da Madeira até 31/12/2023. Passam a beneficiar da tributação em sede de IRC de 5%, não só as entidades licenciadas até 31 de dezembro de 2021, mas também as licenciadas até 31 de dezembro de 2023. 

AUTORIZAÇÕES LEGISLATIVAS

A proposta do OE 2022 prevê as seguintes autorizações legislativas para que o Governo aprove as seguintes alterações:

• Programa de Valorização do Interior. Criação de um regime de benefícios fiscais no âmbito do Programa de Valorização do Interior aplicável a sujeitos passivos de IRC, em função dos gastos resultantes da criação de posto de trabalho em territórios do interior, incluindo uma dedução à coleta de 20% dos gastos com a criação de postos de trabalho que excedam o valor da retribuição mínima nacional garantida.
• Apoios às Start-up. Definição do conceito legal de “start-up” para efeitos de concessão de apoios financeiros ou fiscais, tendo em vista a promoção do ecossistema nacional de empreendedorismo e a definição de políticas específicas de investimento.
• Deduções ambientais*. Dedução à coleta do IRS, com o limite de €500 por agregado familiar, de parte do IVA suportado em despesas com aumento da eficiência energética, tais como substituição de janelas não eficientes por eficientes, a aplicação ou substituição de isolamento térmico em coberturas, paredes ou pavimentos, sistemas de aquecimento e/ou arrefecimento ambiente, entre outros.

CONTENCIOSO TRIBUTÁRIO

Ao nível do contencioso tributário, a principal alteração constante do OE 2022 reside naalteraçãoda Lei Geral Tributária (LGT): os prazos para o exercício do direito de audição ou de defesa em quaisquer procedimentos tributários, bem como para o exercício do direito à redução ou o pagamento antecipado de coimas, ou de esclarecimentos solicitados pela AT que terminem no decurso do mês de agosto são transferidos para o primeiro dia útil do mês de setembro.

De notar que as restantes alterações foram aprovadas pelo Decreto-Lei n.º 125/2021, de 30 de dezembro, a saber:

• Dispensa de prestação de garantia. As dívidas em execução fiscal de valor igual ou inferior (e não só inferior) a €5.000 para pessoas singulares e a €10.000 para pessoas coletivas, beneficiam de uma dispensa automática de prestação de garantia, criação de um plano oficioso de pagamento em prestações elaborado pela AT e disponibilizado no Portal das Finanças.
• Pagamento em prestações e planos automáticos de pagamento. As dívidas provenientes de IMT, IVA ou IUC podem ser pagas em até 36 prestações mensais, mediante autorização do Diretor-Geral da AT. O pedido para pagamento em prestações deixa de estar condicionado à (i) existência de uma situação económica, devidamente comprovada, que não permita ao devedor solver as dívidas dentro dos prazos previstos ou (ii) à ocorrência de circunstâncias excecionais e razões de interesse público que o justifiquem.
• Dívidas tributárias em execução fiscal. Nos processos de execução fiscal instaurados entre 1 de janeiro e 31 de dezembro de 2022, é alargado o número de prestações mensais até cinco anos, independentemente do valor em dívida.
• Diferimento de obrigações fiscais no primeiro semestre de 2022. No primeiro semestre de 2022 as obrigações de entrega de IRS e de IRC retido na fonte, e ainda obrigação de entrega do IVA podem ser cumpridas em três ou seis prestações mensais, de valor igual ou superior a € 25,00, sem juros ou penalidades, bastando, para tal, apresentar um pedido, por via eletrónica, até ao termo do prazo de pagamento voluntário. Este mesmo regime de pagamento é igualmente aplicável aos sujeitos passivos singulares ou coletivos que esteja numa das seguintes condições:

-  Obtenção em 2020 de um volume de negócios até ao limite máximo da classificação como micro, pequena e média empresa e que, cumulativamente, declarem e demonstrem uma diminuição da faturação comunicada através do e-fatura de, pelo menos, 10% da média mensal do ano civil completo de 2020 face ao período homólogo do ano anterior, através de declaração de contabilista certificado até três dias úteis após a data limite de pagamento voluntário, podendo ser substituída por declaração do requerente, sob compromisso de honra;

-  Tenham atividade principal enquadrada na classificação de atividade económica de alojamento, restauração e similares, ou da cultura; ou

-  Tenham iniciado ou reiniciado a atividade em ou após 1 de janeiro de 2021.

No que respeita à obrigação de entrega do IVA, no caso dos sujeitos passivos abrangidos pelo regime trimestral, no primeiro semestre de 2022 esta pode também ser cumprida em três ou seis prestações mensais de valor igual ou superior a 25,00 euros, sem juros ou penalidades.

• Formalidades de penhora de rendimentos independentes. Os rendimentos auferidos no âmbito das atividades especificamente previstas na tabela a que se refere o artigo 151.º do Código do IRS aplica-se, nomeadamente, as seguintes especificidades:

-    São impenhoráveis dois terços da parte líquida dos rendimentos totais;

-    A parte líquida dos rendimentos corresponde à aplicação do coeficiente 0,75 ao montante total pago ou colocado à disposição do executado, excluído o IVA liquidado;

-    O limite máximo e mínimo da impenhorabilidade é apurado globalmente, para cada mês, pela entidade que os deva pagar;

-    A entidade pagadora dos rendimentos deve comunicar ao órgão de execução, preferencialmente através do respetivo portal, previamente a qualquer pagamento ao executado, o montante total a pagar, o valor impenhorável apurado e o montante do valor a penhorar, tudo apurado de acordo com o presente artigo;

-    O órgão de execução fiscal, com base nas informações prestadas, confirma ou apura o valor a penhorar e comunica-o à entidade pagadora, no prazo de dois dias úteis a contar da comunicação referida na alínea anterior;

• Diferimento e suspensão extraordinários de prazos*. O prazo para cumprimento das obrigações no âmbito da relação jurídica contributiva e de regularização de dívida à segurança social que devam ser cumpridas no mês de agosto é estendido até ao último dia desse mês, independentemente de ser útil, sem quaisquer acréscimos ou penalidades, sem prejuízo do disposto no número seguinte. Estas obrigações são igualmente aplicáveis às obrigações de natureza similar decorrentes da Lei n.º 70/2013, de 30 de agosto, que regula o Fundo de Compensação do Trabalho e o Fundo de Garantia de Compensação do Trabalho, com as necessárias adaptações.

Acresce-se que os prazos relativos aos atos praticados nos procedimentos contraordenacionais, bem como ao exercício do direito de audição ou de defesa em quaisquer procedimentos, exercício do direito à redução de coimas, dispensa de coima, bem como de pagamento antecipado de coimas, ou de esclarecimentos solicitados pelas instituições de segurança social ou ACT, que terminem no decurso do mês de agosto, são transferidos para o primeiro dia útil do mês seguinte e que os prazos relativos aos procedimentos de fiscalização resultantes da aplicação dos regimes contributivos do sistema previdencial de segurança social são suspensos durante o mês de agosto.

* Medidas que sofreram alterações durante a discussão no Parlamento.

 © MACEDO VITORINO

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Já se encontra publicado no Boletim do Trabalho e Emprego o novo Acordo de Empresa, e respetivo Regulamento de Carreiras, da CP, permitindo, nomeadamente, a integração dos trabalhadores que transitaram da ex-EMEF e a valorização de todos os trabalhadores.

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