LegalizeDecreto-Lei n.º 23/2010 — Estabelece o regime jurídico e remuneratório aplicável à energia eléctrica e mecânica e de calor útil produzidos em…
Estabelece o regime jurídico e remuneratório aplicável à energia eléctrica e mecânica e de calor útil produzidos em cogeração, transpondo para a ordem jurídica interna a Directiva n.º 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de Fevereiro
Fornecimentos de energia elétrica a cliente ou clientes diretamente ligados à instalação de cogeração, em que o preço de venda é o que for livremente estabelecido entre as partes, não incidindo sobre estes fornecimentos tarifas de acesso às redes, com exceção da tarifa de uso global do sistema, nos termos a prever em regulamentação da ERSE;
Fornecimentos de energia elétrica através da celebração de contratos bilaterais com clientes ou comercializadores, em que o preço de venda é o que for livremente estabelecido entre as partes;
Fornecimentos em mercados organizados, em que o preço é o que resultar das vendas realizadas nesses mercados.
Artigo 4.º-C — Pagamento de compensação pelas instalações de cogeração em autoconsumo
1 - A compensação referida no n.º 5 do artigo anterior, devida pelas instalações de cogeração destinadas a autoconsumo ou cujas instalações de utilização associadas consumam a energia produzida por aquelas, é calculada de acordo com a seguinte expressão:
CCOG(alfa),t=PCOG x VCIEG(alfa),t x Kt
Sendo:
'CCOG(alfa),t' - A compensação paga, em euros, no mês m por cada kW de potência instalada, num dado nível de tensão ou tipo de fornecimento, que permita recuperar uma parcela dos CIEG na tarifa de uso global do sistema, relativa ao regime de produção em autoconsumo através de uma instalação de cogeração;
'PCOG' - O valor da potência elétrica instalada da instalação de cogeração, constante no respetivo certificado ou licença de exploração;
'VCIEG(alfa),t' - O valor que permite recuperar os CIEG da respetiva instalação de cogeração, medido em (euro) por kW, para um dado nível de tensão ou tipo de fornecimento, apurado no ano 't' nos termos do número seguinte;
'Kt' - O coeficiente de ponderação, entre 0 % e 50 %, a aplicar ao 'VCIEG(alfa),t' tendo em consideração a representatividade da potência total registada das instalações de cogeração com potência elétrica instalada igual ou inferior a 20 MW no Sistema Elétrico Nacional, no ano 't';
't' - O ano de emissão do título de exploração da respetiva instalação de cogeração;
'(alfa)' - Nível de tensão ou tipo de fornecimento, podendo ser muito alta tensão (MAT), a alta tensão (AT), a média tensão (MT), a baixa tensão especial (BTE), a baixa tensão normal com potência contratada igual ou superior a 20,7 kVA (BTN(maior que)) e a baixa tensão normal com potência contratada inferior a 20,7 kVA (BTN(menor que)).
2 - O 'VCIEG(alfa),t' referido na alínea c) do número anterior é calculado com base na seguinte expressão:
VCIEG(alfa),t = n=02CIEGi(t-n)p(índice x 13) + n=02CIEGi,h(t-n)e(índice x 13 x 4.50012)
Em que:
'CIEGip' - Corresponde ao somatório do valor das parcelas 'i' do CIEG, mencionadas no n.º 1 do artigo 3.º da Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro, designadamente na alínea c), medido em (euro) por kW, para o nível de tensão da respetiva instalação de cogeração, constante nos documentos tarifários, publicados pela ERSE para o ano 't-n';
'CIEGi,he' - Corresponde ao somatório, da média aritmética simples do valor para os diferentes períodos horários 'h' de cada uma das parcelas 'i' dos CIEG, mencionadas no n.º 1 do artigo 3.º da Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro, designadamente nas alíneas a), b), d), e), f), g), h), i), e j), medido em (euro) por kWh, para o nível de tensão da respetiva instalação de cogeração, constante nos documentos tarifários, publicados pela ERSE para o ano «t-n»;
'i' - Refere-se a cada uma das alíneas do n.º 1 do artigo 3.º da Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro;
'h' - Corresponde ao período horário de entrega de energia elétrica aos clientes finais, tal como definido na Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro;
't' - Corresponde ao ano de emissão do certificado de exploração da respetiva instalação de cogeração.
3 - O coeficiente de ponderação 'Kt', referido na alínea d) do n.º 1 assume os seguintes valores:
'Kt' = 50 %, caso a soma da potência instalada das instalações de cogeração da submodalidade A com a potência instalada das cogerações na submodalidade B que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida por aquelas exceda 7,5 % do total da potência instalada de centro eletroprodutores do SEN;
'Kt' = 30 %, caso a soma da potência instalada das instalações de cogeração da submodalidade A com a potência instalada das cogerações na submodalidade B que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida por aquelas se situe entre os 5 % e 7,5 % do total da potência instalada de centro eletroprodutores do SEN;
'Kt' = 0 %, caso a soma da potência instalada das instalações de cogeração da submodalidade A com a potência instalada das cogerações na submodalidade B que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida por aquelas seja inferior a 5 % do total da potência instalada de centro eletroprodutores do SEN.
4 - A verificação dos limiares referidos no número anterior é feita pela DGEG para cada ano civil tendo por base os valores de potência instalada, devendo ser comunicada à ERSE até 30 de setembro do ano anterior.
Artigo 5.º-A — Contrato com o CUR no âmbito da submodalidade A do regime remuneratório geral
1 - Preenchidos os requisitos do n.º 3 do artigo 4.º-B, o CUR, quando o produtor o solicite, contrata com este a compra da eletricidade proveniente da cogeração e que não seja consumida pela unidade de utilização associada.
2 - O contrato de compra e venda referido no número anterior deve prever, nomeadamente, os seguintes termos e condições:
O prazo máximo de 10 anos, renovável por períodos de cinco anos, salvo quando haja oposição à renovação por qualquer das partes com 60 dias de antecedência, a exercer por escrito e nos termos dos números seguintes, ou se verifiquem outras causas de extinção do contrato;
A remuneração da energia adquirida pelo CUR, a qual é determinada de acordo com o disposto no presente decreto-lei e na portaria prevista no n.º 3 do artigo 4.º-B;
A periodicidade da faturação pelo CUR, a qual não pode ser superior a dois meses.
3 - Sem prejuízo do disposto na alínea a) do número anterior, o CUR opõe-se à renovação do prazo inicial ou de prorrogação do contrato de compra e venda quando a DGEG, por razões relacionadas com a sustentabilidade do SEN ou política energética, determine, mediante despacho devidamente fundamentado, a não renovação dos contratos que se encontrem em vigor.
4 - O despacho referido no número anterior é homologado pelo membro do Governo responsável pela área da energia e publicitado no sítio na Internet da DGEG.
Artigo 12.º-A — Exploração e inspeções
1 - As operações de exploração, manutenção e reparação no ramal de interligação são efetuadas pelo operador da rede que recebe a energia, o qual, se necessário e em qualquer momento, tem acesso a esse ramal e ao órgão de manobra que permite desligar o sistema de produção da rede recetora.
2 - Quando a energia produzida na instalação de cogeração seja transacionada no âmbito de contratos bilaterais, devem os mesmos contratos a celebrar entre o produtor e o operador da rede que recebe a energia indicar quais os interlocutores a que cada uma das partes se deve dirigir no caso de pretender efetuar qualquer intervenção.
3 - A exploração do sistema de produção é conduzida de modo a não perturbar o funcionamento normal da rede que recebe a energia.
4 - O operador da rede que recebe a energia tem o direito de inspecionar periodicamente as regulações e as proteções das instalações de produção ligadas à sua rede.
Artigo 12.º-B — Equipamentos e procedimentos técnicos de medição
1 - A medição da energia e da potência, para efeitos da faturação da energia fornecida pelo cogerador, é realizada por contadores que assegurem a leitura diferenciada para a medida da energia fornecida ao cogerador e injetada por este na RESP, independentemente da dimensão da instalação de cogeração ou do regime remuneratório aplicável.
2 - Os transformadores de medida podem ser comuns às medidas da energia fornecida e da energia recebida.
3 - Os equipamentos e os procedimentos técnicos usados nas medições da energia fornecida pelos cogeradores são análogos aos usados pela rede para a medição da energia fornecida a consumidores.
Artigo 18.º-A — Alteração da cogeração
1 - Considera-se alteração da cogeração qualquer modificação introduzida nas características da instalação ou da sua ligação à rede que constem da decisão de atribuição do ponto de receção, quando aplicável, ou do título de controlo prévio e, nomeadamente, as seguintes modificações:
O reforço da potência instalada ou de ligação até ao limite de 20 % da fixada no título de controlo prévio para injeção na rede, sem prejuízo do disposto na subalínea i) da alínea b) do n.º 1 do artigo 4.º, quando aplicável;
A mudança de ponto de receção para outra zona de rede, nos casos em que esta não envolva a deslocalização de uma cogeração já existente ou em obra, exceto quando a mudança de localização seja necessária para superar a perda de cliente da energia térmica não imputável ao cogerador;
A conversão para cogeração de elevada eficiência que utilize ou passe a utilizar uma energia primária de fonte renovável ou gás natural, desde que a conversão não constitua renovação substancial;
A mudança de ponto de receção dentro da mesma zona de rede, a alteração de tensão nominal, o regime do neutro e a potência de curto-circuito, bem como as alterações que impliquem reduções da potência de ligação ou instalada ou a mera substituição de transformadores ou outros componentes técnicos que não envolvam acréscimos de potência de injeção na RESP.
2 - As alterações enumeradas no número anterior carecem de autorização, exceto as previstas na alínea d), que são objeto de mera comunicação prévia dirigida à DGEG e averbamento.
3 - A renovação referida na alínea r) do artigo 2.º-A e as alterações não compreendidas nos números anteriores são consideradas substanciais carecendo de novo procedimento de controlo prévio e, se for o caso, de nova atribuição de potência de ligação à RESP, nos termos e condições a estabelecer em portaria do membro do Governo responsável pela área da energia.
4 - A alteração prevista no n.º 2 que seja autorizada e realizada em contexto de aplicação do regime especial de remuneração não determina qualquer interrupção da contagem dos prazos de duração do referido regime de remuneração, que continuam a correr, sem prejuízo do disposto nos números seguintes.
5 - O prémio de elevada eficiência e ou o prémio de energia renovável a que as instalações enquadradas no regime especial de remuneração passem a poder beneficiar, no seguimento da autorização referida no n.º 2, são devidos a partir do mês seguinte ao da entrada em exploração da alteração autorizada e vigora até ao final do prazo de duração do regime especial de remuneração que estiver em aplicação.
6 - A alteração não substancial autorizada nos termos do n.º 2 de que resulte um aumento da eficiência global da cogeração e cujo custo seja superior a 25 % do custo do investimento numa nova unidade comparável, habilita o cogerador, mediante pedido fundamentado à DGEG, a uma prorrogação suplementar do período de aplicação da modalidade especial do regime remuneratório pelo período máximo de três anos.
7 - O prazo para entrada em exploração da alteração autorizada nos termos do n.º 2 observa o disposto nos n.os 5 e 6 do artigo 16.º
Artigo 19.º-A — Desqualificação da cogeração renovável e ou de elevada eficiência
1 - A cogeração renovável e ou de elevada eficiência que, beneficiando do prémio de energia renovável e ou do prémio de elevada eficiência, deixe de cumprir os requisitos de que depende a atribuição de uma ou outra classificação perde de imediato o referido prémio, só podendo voltar a adquiri-lo quando comprove a recuperação de tal classificação.
2 - A recuperação da classificação da cogeração como renovável e ou de elevada eficiência ocorre no mês seguinte à sua verificação em auditoria promovida pelo cogerador.
3 - O período de duração da desclassificação não afeta a continuidade da contagem do prazo de duração da modalidade especial que não se interrompe, sem prejuízo do disposto no artigo seguinte.
4 - O produtor deve comunicar à DGEG, de imediato, a ocorrência de circunstâncias determinantes da perda da classificação a que se refere o n.º 1, e o período estimado para a sua superação.
5 - Cabe ao membro do Governo responsável pela área da energia definir, se necessário, mediante portaria, o circunstancialismo relevante para efeitos da boa aplicação do presente artigo.
Artigo 19.º-B — Desqualificação da cogeração
1 - Quando a instalação deixar de cumprir os requisitos inerentes à sua qualificação como unidade de produção em cogeração, de acordo com as regras do presente decreto-lei, o cogerador, independentemente da respetiva modalidade de regime remuneratório, deve informar a DGEG, de imediato, e repor a situação no prazo fixado pela DGEG, desde que não inferior a três meses nem superior a oito meses, não prorrogáveis, ou, na falta de fixação, no prazo de seis meses, contados da data da perda dos referidos requisitos ou, não sendo o caso, solicitar, no momento da referida informação, a convolação do licenciamento para outro regime jurídico da produção de eletricidade compatível com o estado de funcionamento da unidade de produção.
2 - Quando a perda de requisitos seja verificada na sequência de ação de fiscalização ou auditoria, o cogerador é notificado da não verificação dos requisitos da instalação como unidade de produção em cogeração e solicitado a repor a situação ou requerer a convolação do respetivo licenciamento nos termos do número anterior, devendo a notificação estar acompanhada do relatório da fiscalização ou auditoria.
3 - Sem prejuízo do disposto no artigo anterior, decorridos três meses após a notificação referida no número anterior e caso o cogerador não tenha requerido a convolação do licenciamento ou apresentado relatório elaborado por auditor que ateste as medidas tomadas e a reposição do funcionamento da instalação como unidade de produção em cogeração, a DGEG promove nova ação de fiscalização ou auditoria para verificação do cumprimento dos referidos requisitos.
4 - Caso o relatório do auditor do cogerador ou a ação de fiscalização ou auditoria da DGEG realizados nos termos do número anterior conclua que se mantém o incumprimento dos requisitos inerentes à qualificação da instalação como unidade de produção em cogeração, a DGEG, após pronúncia do cogerador em cinco dias úteis, emite declaração de desqualificação da instalação como cogeração.
5 - A declaração de desqualificação implica a caducidade imediata e automática do título de controlo prévio atribuído ao cogerador, no âmbito do presente decreto-lei, com todas as consequências legais, incluindo no plano remuneratório que estiver a cargo do CUR, sendo notificada ao cogerador, ao operador da rede relevante e, se for o caso, ao CUR, nas 24 horas subsequentes, para cancelamento da emissão de garantias ou certificados de origem e do pagamento da tarifa e prémios aplicáveis.
6 - A DGEG está obrigada a suspender, de imediato, o pagamento da tarifa e dos prémios pagos pelo CUR, no âmbito dos regimes remuneratórios previstos no presente decreto-lei, de que a cogeração beneficie, logo que tenha conhecimento fundado de que a cogeração incorreu em perda dos requisitos inerentes à sua qualificação como unidade de produção em cogeração, sem prejuízo do disposto nos n.os 7 e 9.
7 - A suspensão prevista no número anterior não opera, na totalidade, quanto ao pagamento da tarifa, quando a perda de requisitos tenha sido comunicada pelo cogerador nos termos previstos no n.º 1 e este declare estar a adotar medidas para repor a situação, a ocorrer no prazo fixado pela DGEG ou no prazo supletivo previsto no n.º 1, não prorrogável, caso em que a suspensão total só será determinada a partir do final deste prazo se não for reposto o funcionamento em modo de cogeração, sem prejuízo da suspensão do pagamento de prémios nos termos do artigo anterior.
8 - Nos casos previstos no número anterior, durante o período aí referido, o cogerador recebe 75 % da tarifa, sendo os remanescentes 25 % pagos no mês seguinte após este demonstrar que recuperou os requisitos inerentes à sua qualificação como unidade de cogeração e se esta recuperação ocorrer dentro do prazo fixado pela DGEG ou no prazo supletivo previsto no n.º 1.
9 - Quando, nos casos previstos no número anterior, a situação não seja reposta no prazo fixado pela DGEG ou no prazo supletivo previsto no n.º 1, o cogerador devolve ao CUR a diferença entre o montante recebido durante aquele período, a título de tarifa, e o valor que lhe seria devido caso o valor da mesma energia fosse calculado nos termos do previsto no artigo 24.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro.
10 - Durante o período de suspensão de pagamentos nas situações previstas no n.º 2, determinada nos termos do disposto no n.º 6, a eletricidade injetada na rede é paga pelo CUR pelo valor calculado nos termos do disposto no artigo 24.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro.
11 - Em qualquer caso, a suspensão de pagamentos da tarifa não afeta a continuidade da contagem do prazo de duração da modalidade especial do regime remuneratório de que beneficie o cogerador, o qual não se interrompe ou suspende.
12 - Para efeitos do disposto no presente artigo, considera-se que a cogeração deixa de cumprir os requisitos inerentes à produção em cogeração quando cesse a produção combinada de energia elétrica e de calor útil de que resulte uma poupança de energia primária relativamente à produção separada de calor e eletricidade, de acordo com os conceitos e regras estabelecidos no presente decreto-lei.
Anexo V — (a que se referem os artigos 10.º, 14.º e 26.º)
Avaliação custo-benefício
1 - Princípios gerais aplicáveis às análises de custo-benefício para efeitos do disposto no n.º 3 do artigo 26.º
A elaboração de análises custo-benefício em relação às medidas de promoção da eficiência dos sistemas de aquecimento e arrefecimento a que se refere o n.º 3 do artigo 26.º, tem por objetivo determinar em que base será estabelecida uma escala de atribuição de prioridades aos limitados recursos existentes a nível da sociedade.
A análise de custo-benefício pode abranger a avaliação de um projeto ou, numa perspetiva mais ampla, de um grupo de projetos a nível local, regional ou nacional, para determinar qual a opção economicamente mais rentável e mais vantajosa em termos de aquecimento ou arrefecimento numa dada área geográfica para efeitos de planeamento térmico.
As análises de custo-benefício realizadas para este efeito devem incluir uma análise económica que abranja fatores socioeconómicos e ambientais.
As análises de custo-benefício devem compreender as etapas que adiante se descrevem e atender às seguintes considerações:
Definição dos limites do sistema e da fronteira geográfica
O âmbito das análises de custo-benefício em questão determina o sistema energético relevante. A fronteira geográfica deve abarcar uma área geográfica perfeitamente definida, ou seja, uma dada região ou área metropolitana, por forma a evitar que se privilegiem soluções menos boas em função dos projetos.
Abordagem integrada das opções de oferta e procura
A análise de custo-benefício deve ter em conta todos os recursos de aprovisionamento relevantes disponíveis dentro do sistema e da fronteira geográfica, utilizando os dados disponíveis, nomeadamente o calor residual gerado pela produção de eletricidade e pelas instalações industriais e a energia renovável, bem como as características e tendências da procura de calor e frio.
Construção de uma linha de base
A linha de base destina-se a servir de ponto de referência em relação ao qual são avaliados os cenários alternativos.
Identificação de cenários alternativos
Devem ser ponderadas todas as alternativas à linha de base que se afigurem relevantes. Os cenários que, por razões técnicas ou financeiras, ou por força da regulamentação nacional ou de condicionalismos de tempo, não sejam exequíveis, podem ser excluídos numa fase precoce da análise de custo-benefício caso uma observação atenta, explícita e bem documentada o justifique.
Só deverão ser tidas em conta na análise custo-benefício, como cenários alternativos à linha de base, as opções que passem pela cogeração de elevada eficiência, redes de aquecimento e arrefecimento urbano eficientes ou aquecimento e arrefecimento individual eficientes.
Método de cálculo do excedente de custo-benefício
Os custos e os benefícios totais a longo prazo das diferentes opções de aquecimento ou arrefecimento devem ser avaliados e comparados;
ii) O critério de avaliação deve ser o do valor atualizado líquido (VAL);
iii) O horizonte temporal escolhido deve incluir todos os custos e benefícios relevantes dos diferentes cenários. Por exemplo, para uma central elétrica a gás, o horizonte temporal apropriado pode ser de 25 anos; para um sistema de aquecimento urbano, 30 anos; para equipamentos de aquecimento, designadamente caldeiras, 20 anos.
Cálculo e previsão dos preços e outros pressupostos para a análise económica
Para efeitos das análises de custo-benefício, devem ser fornecidos elementos sobre os preços dos principais fatores a montante e a jusante, e sobre a taxa de atualização;
ii) A taxa de atualização utilizada na análise económica para calcular o valor atualizado líquido deve ser escolhida de acordo com orientações europeias ou nacionais. A taxa nacional de atualização escolhida para efeitos da análise económica deve ter em conta os dados fornecidos pelo Banco Central Europeu;
iii) Devem ser utilizadas previsões nacionais, europeias ou internacionais de evolução dos preços da energia, se necessário no seu contexto nacional e/ou regional/local;
iv) Os preços utilizados na análise económica devem refletir os custos e os benefícios socioeconómicos reais e incluir custos externos, como os efeitos ambientais e sanitários, na medida do possível, ou seja, caso exista um preço de mercado ou caso a regulamentação europeia ou nacional já o preveja.
Análise económica: inventário de efeitos
As análises económicas devem ter em conta todos os efeitos económicos relevantes.
Ao tomarem uma decisão, podem ser avaliados e serem tidos em conta as economias de custos e de energia resultantes da flexibilização do aprovisionamento energético e da melhoria de funcionamento das redes elétricas, incluindo os custos evitados e as economias resultantes do reduzido investimento em infraestruturas, nos cenários analisados.
Os custos e os benefícios considerados devem incluir pelo menos os seguintes elementos:
Benefícios
O valor da produção (de calor e eletricidade) para o consumidor;
Na medida do possível, os benefícios externos, nomeadamente ambientais, em termos de emissões de gases com efeito de estufa, sanitários e de segurança.
Na medida do possível, os efeitos no mercado de trabalho, segurança energética e competitividade.
ii) Custos
Os custos de capital das instalações e equipamentos;
Os custos de capital das redes de energia associadas;
Os custos variáveis e fixos de funcionamento;
Os custos energéticos;
Na medida do possível, os custos ambientais, sanitários e de segurança.
Na medida do possível, os custos no mercado de trabalho, segurança energética e competitividade.
Análise de sensibilidade:
Deve proceder-se a uma análise de sensibilidade a fim de avaliar os custos e os benefícios de um projeto ou grupo de projetos baseados em diferentes preços da energia, taxas de atualização e outros fatores variáveis com impacto significativo no resultado dos cálculos.
Para este efeito deve ser solicitado às autoridades competentes a nível local, regional e nacional, ou aos operadores de determinadas instalações, que procedam à análise económica e financeira. Devem também ser elaboradas circunstanciadamente metodologias e pressupostos nos termos do presente anexo, definindo e tornando públicos os procedimentos de realização das análises económicas.
2 - Princípios aplicáveis para efeitos do disposto na alínea d) do n.º 1 do artigo 10.º e na alínea d) do n.º 2 do artigo 14.º
As análises de custo-benefício devem fornecer informações para efeitos da consideração de uma nova cogeração ou da renovação substancial de uma cogeração como de elevada eficiência.
Caso se projete uma instalação que produza apenas energia elétrica ou que não recupere calor, deve estabelecer-se uma comparação entre as instalações projetadas ou a renovação projetada e uma instalação equivalente que produza a mesma quantidade de eletricidade ou calor industrial, recuperando porém o calor residual e fornecendo-o através da cogeração de elevada eficiência e ou de redes de aquecimento e arrefecimento urbano.
Dentro de uma fronteira geográfica, a avaliação deve ter em conta a instalação projetada e todos os pontos apropriados de procura de calor existentes ou potenciais que por ela possam ser alimentados, tendo em conta possibilidades racionais (por exemplo, viabilidade técnica e distância).
Os limites do sistema devem ser estabelecidos de modo a incluir a instalação projetada e as cargas térmicas, tais como o edifício ou edifícios e o processo industrial. Dentro desses limites do sistema, devem ser determinados para ambos os casos, e comparados, os custos totais de fornecimento de eletricidade e calor.
As cargas térmicas devem incluir as cargas térmicas já existentes, tais como uma instalação industrial ou um sistema de aquecimento urbano já existente, e também, nas zonas urbanas, a carga térmica e os custos que existiriam se um grupo de edifícios ou uma parte de uma cidade fossem dotados e, ou estivessem ligados a uma nova rede de aquecimento urbano.
A análise de custo-benefício deve basear-se numa descrição da instalação projetada e da instalação ou instalações objeto de comparação, abrangendo, se for caso disso, a capacidade elétrica e térmica, o tipo de combustível utilizado, a utilização prevista e o número de horas de funcionamento anual planeado, e a localização e as necessidades de energia elétrica e térmica.
Para proceder à comparação, devem ser tidas em conta as necessidades de energia térmica e os tipos de aquecimento e arrefecimento utilizados pelos pontos de procura de calor mais próximos. A comparação deve abranger os custos de infraestrutura da instalação projetada e da instalação ou instalações objeto de comparação.
As análises de custo-benefício realizadas para efeitos deste n.º 2, devem incluir uma análise económica que abranja uma análise financeira na qual sejam refletidos os fluxos reais de tesouraria ligados ao investimento em determinadas instalações e ao seu funcionamento.
Os projetos com um resultado de custo-benefício positivo são aqueles em que a soma dos benefícios atualizados na análise económica e financeira excede a soma dos custos atualizados (excedente de custo-benefício).
O membro do Governo responsável pela área da energia, mediante despacho, define os princípios orientadores da metodologia e os pressupostos e o horizonte temporal da análise económica.
A DGEG pode exigir que as empresas responsáveis pelo funcionamento das instalações de produção de energia termoelétrica, as empresas industriais, as redes de aquecimento e arrefecimento urbano ou outras partes afetadas pelos limites do sistema ou pela fronteira geográfica definidos forneçam dados que possam ser utilizados para avaliar os custos e os benefícios de uma dada instalação.
Anexo VI — (a que se refere o n.º 6 do artigo 12.º)
Critérios de eficiência energética aplicáveis à regulação da rede de energia e às tarifas da rede elétrica
1 - As tarifas de redes devem refletir os custos, integrando as economias de custos nas redes decorrentes de:
Medidas do lado da procura, de redução e de gestão da procura;
Produção descentralizada, incluindo as economias decorrentes da redução dos custos de fornecimento ou de investimentos na rede;
Uma gestão mais otimizada da rede.
2 - A regulação e as tarifas de redes não devem impedir os operadores de rede nem os comercializadores do setor da energia de facultar serviços de sistema para a redução e a gestão da procura e para a produção descentralizada nos mercados organizados de eletricidade, nomeadamente:
A transferência de cargas pelos consumidores finais, das horas de ponta para as horas de menor procura, tendo em conta a disponibilidade de energias renováveis, de energia produzida através de cogeração e da restante produção descentralizada;
As poupanças de energia decorrentes da resposta da procura de consumidores representados por agregadores de consumo;
A redução da procura obtida com as medidas de eficiência energética adotadas pelos prestadores de serviços energéticos, incluindo as ESE;
A ligação e o despacho de fontes de produção a níveis de tensão inferiores;
A ligação das fontes de produção em localizações mais próximas do consumo; e
O armazenamento da energia.
3 - Para efeitos do disposto no número anterior, a expressão 'mercados organizados de eletricidade' inclui os contratos bilaterais e as bolsas de eletricidade para o comércio de energia, de capacidades e de serviços de sistema, em todos os prazos, incluindo os mercados a prazo, do dia seguinte e intradiários.
4 - As tarifas de redes ou de venda a clientes finais podem contemplar a implementação de tarifas dinâmicas como medidas de gestão da procura, tais como:
Tarifas com diferenciação horária;
Tarifas em horas de ponta críticas;
Tarifas em tempo real;
Descontos ou bonificações aplicáveis à redução de consumo em horas de ponta.
Anexo VII — (a que se refere o n.º 7 do artigo 12.º)
Requisitos de eficiência energética para os operadores de sistemas de transporte e para os operadores de sistemas de distribuição
1 - Os operadores de sistemas de transporte e os operadores de sistemas de distribuição devem:
Estabelecer e tornar públicas as suas regras de base relativas à assunção e partilha dos custos das adaptações técnicas, tais como ligações à rede, reforços de rede existentes, introdução de novas redes, melhoria do funcionamento da rede e regras para a aplicação não discriminatória dos códigos de rede, necessárias para integrar novos produtores que alimentem a rede interligada com eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência;
Fornecer aos novos produtores de eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência que desejem ser ligados à rede as informações exaustivas e necessárias por eles requeridas, nomeadamente:
Uma estimativa exaustiva e pormenorizada dos custos associados à ligação;
ii) Um calendário razoável e preciso para a receção e tratamento do pedido de ligação à rede;
iii) Um calendário indicativo razoável para a ligação à rede proposta. O processo global de ligação à rede não deverá exceder 24 meses, tendo em conta o que se afigure razoavelmente viável e não discriminatório;
Estabelecer procedimentos normalizados e simplificados para facilitar a ligação à rede dos produtores descentralizados de eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência.
2 - As regras de base referidas na alínea a) devem basear-se em critérios objetivos, transparentes e não discriminatórios que tenham especialmente em conta todos os custos e benefícios associados à ligação dos referidos produtores à rede. Podem prever vários tipos de ligação.»
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