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.

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