Meet the Law - Decreto-Lei N.º 15/2022, de 14 de janeiro

Foi hoje publicado em Diário da República o diploma que consagra as regras de organização e funcionamento do Sistema Elétrico Nacional, incorporando num único instrumento legislativo um conjunto amplo de regimes jurídicos, designadamente, os dois diplomas estruturantes deste setor em concreto, o Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro e o Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto.

Âmbito de aplicação e processos pendentes

O novo diploma aplicar-se-á aos processos pendentes na DGEG, sem prejuízo dos atos já praticados. Nos procedimentos de controlo prévio pendentes os prazos em curso têm a duração estabelecida no regime jurídico em vigor à data do início da respetiva contagem, aplicando-se o disposto neste novo diploma às fases subsequentes do procedimento.

Procedimentos pendentes referentes à celebração de acordo

Os procedimentos que já tenham recebido, aceite e pago o orçamento relativo aos estudos de rede preparado pelo respetivo operador de rede, prosseguem os seus termos sendo os prazos estabelecidos no novo regime reportados ao ano civil seguinte. Os pedidos de acordo hierarquizados que não tenham recebido o orçamento (termos de referência) prosseguem os seus termos não se aplicando a caducidade.

Principais novidades do diploma

1.    Título de Reserva de Capacidade (TRC)

• Previsibilidade e calendário das modalidades – Mantêm-se as modalidades anteriormente previstas (acesso geral, acordo com o operador da RESP e procedimento concorrencial) sendo introduzida maior certeza quanto ao procedimento e calendário de cada modalidade.
• Caução prévia – A anterior caução para emissão do TRC é agora substituída pela necessidade de prévia prestação de caução pelo interessado no prazo de 20 dias após notificação da DGEG (modalidade de acesso geral) e no caso de acordo com o operador de rede com a apresentação do pedido de acordo.
• Obrigação de pagamento de compensação ao SEN – além da caução, no caso de TRC emitido ao abrigo da modalidade de acesso geral, a emissão do TRC depende do prévio pagamento de uma compensação ao SEN no valor equivalente a 1.500 EUR por MVA.
• Transmissibilidade do TRC – é permitida a transmissão do TRC e licenças considerando-se transmissão sempre que ocorra alteração direta ou indireta sobre o titular. A transmissão está sujeita a averbamento. A transmissão dependerá no entanto do reforço de caução em metade do valor estabelecido sendo esse reforço condição para a realização do averbamento, com exceção de alguns casos previstos na lei.

2.    Prazos

• Pedido de atribuição de licença de produção – prazo máximo de 1 ano após a emissão do TRC (quando haja lugar à realização de procedimento de avaliação de impacte ambiental) ou 6 meses (não havendo lugar a este procedimento).
• Emissão da licença de produção – é emitida no prazo máximo de 1 ano a contar do respetivo pedido.
• Emissão de licença de exploração – não pode exceder 1 ano contado da data de atribuição da licença de produção, pese embora algumas exceções.  

3.    Licença de Produção

• Transmissibilidade da Licença de Produção – prevê-se a transmissibilidade da licença de produção, sujeita a autorização da entidade licenciadora, seguindo o regime para a transmissão do TRC acima referido.  

4.    Obrigações adicionais para Promotores

• Cedência/compensação aos municípios – o titular de centro com potência de ligação atribuída superior a 50MW cede por uma única vez e gratuitamente ao município ou municípios onde se localiza o centro, UPAC com potência instalada equivalente a 0,3% da potência de ligação do centro electroprodutor. Os titulares de centros com potência de ligação atribuída igual ou inferior a 50MVA e superior a 1MVA efetuam compensação única e em numerário de 1.500 EUR por MVA de potência de ligação atribuída. Esta obrigação de compensação aplica-se apenas a centros electroprodutores que tenham obtido TRC após a entrada em vigor do diploma.
• Plano de encerramento – prevê-se a necessidade de instruir o pedido da licença de produção com um plano de encerramento.

5.    Sobreequipamento, Reequipamento e Hibridização

• Estão isentos de atribuição de TRC.
• O sobreequipamento e o reequipamento são considerados alterações não substanciais e podem ser requeridos após a emissão da licença de produção não constituindo um procedimento autónomo de alteração do título e no caso de centrais eólicas ou solares não será necessário novo procedimento de AIA, desde que, no caso de centrais eólicas, não haja aumento do número de torres.
• Nos parques eólicos já em funcionamento, admite-se que possam injetar na rede a energia adicional resultante dos títulos de controlo prévio (licenças de exploração) mantendo-se inalterada a potência de ligação, sendo a energia remunerada de acordo com o regime remuneratório em vigor e pelo prazo aplicável.
• Em relação a todos os centros electroprodutores, com exceção das centrais hídricas com potência de ligação superior a 10 MVA, admite-se que possam aumentar a potência instalada até ao limite de 20% da potência de ligação, mantendo-se inalterada a potência de ligação.
• A energia do sobreequipamento é remunerada a preços de mercado.
• É admitido o designado sobreequipamento autónomo (detido por pessoa jurídica distinta do titular do centro produtor desde que preenchidos determinados requisitos). O sobreequipamento não é suscetível de transmissão autónoma relativamente ao centro electroprodutor pré-existente, mesmo nos casos de sobreequipamento juridicamente separado.
• Quanto ao reequipamento, admite-se a substituição total ou parcial dos equipamentos geradores das centrais produtoras sem alteração do polígono de implantação preexistente, sendo que no caso de reequipamento total (e excluindo os aproveitamentos hidroelétricos com potência de ligação superior a 10 MVA) a potência de ligação inicialmente atribuída é acrescida até um máximo de 20%.
• Prevê-se um regime de exceção ao limite de 20%, particularmente nos casos em que a potência mínima dos equipamentos geradores existentes em mercado exceda o valor da potência de ligação inicial acrescida no máximo de 20%.
• Finalmente a hibridização, ao contrário do sobreequipamento, pode ser concedida a titular distinto do centro electroprodutor ou UPAC a hibridizar sem ser necessária uma relação de domínio.

6.    Armazenamento

• A principal novidade prende-se com o armazenamento autónomo que fica sujeito a licença de produção e exploração no caso de potência instalada superior a 1 MW ou caso se encontre sujeito a procedimento de AIA ou de avaliação de incidências ambientais, ou registo prévio e certificado de exploração no caso de armazenamento autónomo de eletricidade com potência instalada igual ou inferior a 1 MW.

7.    Autoconsumo

• Passa a ser desenvolvido o conceito de proximidade entre as UPAC e as IU, estabelecendo a lei o distanciamento máximo entre aquelas.
• Prevê-se a dispensa da intervenção do operador da RESP, preenchidos os requisitos previstos na lei, sendo aplicável esta dispensa até se esgotar a capacidade de injeção na RESP, estabelecida por quota anual fixada anualmente pelo membro do Governo responsável pela área da energia.

8.    Agregação e Agregação de Último Recurso

• A atividade de agregação está sujeita a registo junto da DGEG e a atividade de agregação de último recurso é exercida mediante a atribuição de uma licença através de procedimento concorrencial.
• Os comercializadores registados estão dispensados da obtenção do registo de agregador, ficando automaticamente habilitados a exercer a atividade de agregação após notificação à DGEG.

9.    Operador Logístico de Mudança de Comercializador e de Agregador

• A anterior figura de Operador Logístico de Mudança de Comercializador (OLMC) passa a abranger o Agregador, cuja atividade consiste no procedimento de mudança i) de comercializador pelo consumidor e ii) de agregador por parte do produtor de eletricidade, cliente ou titular de instalação de armazenamento.
• A atribuição da licença de OLMCA é efetuada mediante procedimento concorrencial. Tal licença tem um limite máximo de 10 anos, a contar da data da sua emissão.

10.    Zonas Livres Tecnológicas (ZLT)

• Consagração das ZLT, geridas pela DGEG, que visam promover e facilitar a realização de atividades de investigação, demonstração e teste, em ambiente real, de tecnologias, produtos, serviços, processos, modelos inovadores, conceitos, modelos de negócio, quadros regulatórios específicos, no âmbito das atividades de produção, armazenamento, promoção da mobilidade elétrica e autoconsumo de eletricidade.

11.    Estatuto do Cliente Eletrointensivo

• É consagrado um regime específico para os grandes consumidores de energia elétrica. Os requisitos para a obtenção do Estatuto do Cliente Eletrointensivo (ECE) são estabelecidos mediante portaria, nomeadamente os limiares mínimos habilitantes referentes ao consumo médio anual de energia elétrica e ao grau de eletricidade. O ECE estabelece um conjunto de obrigações e de medidas de apoio, designadamente a redução dos preços finais pagos pela eletricidade e o acesso à energia em condições mais competitivas, garantindo às instalações condições de maior igualdade em matéria de concorrência face a instalações semelhantes que operem noutros Estados-Membros.

12.    Articulação com o RJUE

• A instalação de painéis solares fotovoltaicos em estruturas edificadas preexistentes que não constituam edifícios ou implantados diretamente no solo em áreas delimitadas, designadamente, de conjuntos comerciais, grandes superfícies comerciais, parques ou loteamentos industriais, plataformas logísticas, parques de campismo e infraestruturas similares, constitui uma obra de escassa relevância urbanística.

13.    Ligação de Ativos de Produção à RESP

• A lei equipara as linhas de ligação à RESP de centros eletroprodutores, de UPAC ou de instalações de armazenamento, às instalações que integram a RESP, conferindo-lhos por via legal o estatuto de utilidade pública, conferindo aos operadores, responsáveis pela sua construção, a possibilidade de, entre outros aspetos, solicitar a expropriação por utilidade pública e urgente e solicitar a constituição de servidões sobre os imóveis necessários à instalação dessas mesmas linhas.

14.    Ambiente

• A autoridade nacional de AIA pode, mediante despacho conjunto com o diretor-geral da DGEG, identificar as tipologias de projetos não suscetíveis de provocar impactes significativos no ambiente, em que a pronúncia e a decisão previstas no artigo 3.º do regime jurídico de AIA, não têm lugar, designadamente nas situações de projetos de centros electroprodutores de fonte primária solar ou eólica que tenham uma potência de ligação igual ou inferior a 1 MVA.

15.    Regulamentação

• A atualização de regulamentos deverá, nos termos do diploma, ocorrer no prazo máximo de 18 meses.

Nota: A leitura deste documento não dispensa uma análise aprofundada do diploma e das soluções nele contidas. O conteúdo deste documento resulta de uma análise preliminar ao documento publicado em Diário da República levada a cabo pela Equipa de Energia e Alterações Climáticas da CMS Portugal.