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Decreto-Lei n.º 68-A/2015 — Estabelece disposições em matéria de eficiência energética e produção em cogeração, transpondo a Diretiva n.º…

Tipo Decreto-Lei
Publicação 2015-04-30
Última atualização 2022-10-15
Estado Em vigor
Ministério Ministério do Ambiente, Ordenamento do Território e Energia
Fonte DRE
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artigos 142

Estabelece disposições em matéria de eficiência energética e produção em cogeração, transpondo a Diretiva n.º 2012/27/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012, relativa à eficiência energética

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g)

No âmbito do «Programa Ip1 - Sistemas de Eficiência Energética na Indústria e outros setores», execução de auditorias energéticas obrigatórias, nos termos do Sistema de Gestão de Consumos Intensivos de Energia (SGCIE), constante do Decreto-Lei n.º 71/2008, de 15 de abril, alterado pela Lei n.º 7/2013, de 22 de janeiro, e revisão desse mesmo regime, no sentido do alargamento do seu âmbito de aplicação e melhoria do grau de monitorização dos consumos de energia e das condições de incentivo para estimular a adesão de empresas em regime voluntário, bem como aproximação das obrigações relativas à eficiência energética constantes do Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de março, alterado pelo Decreto-Lei n.º 25/2013, de 19 de fevereiro, referentes ao regime de miniprodução, de forma a que as mesmas se enquadrem no regulamento do SGCIE (medidas «Ip1m1 - SGCIE medidas transversais» e «Ip1m2 - SGCIE Medidas específicas»);

h)

No âmbito do Programa «Ep1 - Eficiência Energética do Estado»:

i)

Contratação de ESE para implementar e gerir medidas de melhoria da eficiência energética nos edifícios e equipamentos públicos, com vista à certificação, até 2020, de um total de 2.225 edifícios do Estado e a celebração, por parte de 500 desses edifícios, representativos de, pelo menos, 20 % do consumo de energia de cada ministério, de contratos de gestão de eficiência energética, no âmbito e nos termos previstos no Programa de Eficiência Energética na Administração Pública - ECO.AP, aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 2/2011, de 12 de janeiro, e pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 67/2012, de 9 de agosto (medida «Ep1m1 - Certificação Energética dos Edifícios do Estado e Contratos de Gestão de Eficiência Energética»);

ii) Elaboração de planos de eficiência energética para os edifícios com consumos energéticos mais reduzidos e que não estejam incluídos no lote identificado para cada ministério para integrar os contratos de gestão de eficiência energética a celebrar com as ESE, com vista à introdução de tecnologias de iluminação mais eficientes e sistemas de controlo, substituição de equipamentos na área da climatização por outros mais eficientes, e à instalação de coletores solares térmicos para produção de águas quentes sanitárias (AQS) em edifícios ou equipamentos com grandes necessidades, como escolas e pavilhões multiusos, bem como à adoção de soluções de intervenção na envolvente dos edifícios (paredes, pavimentos e coberturas), sendo desenvolvidos, para o efeito, mecanismos de financiamento para suportar a execução destes planos, incluindo os estudos, o acompanhamento da sua implementação e a formação dos gestores locais de energia previstos no n.º 3 da Resolução do Conselho de Ministros n.º 2/2011, de 12 de janeiro (medida «Ep1m2 - Planos de Ação de Eficiência Energética na Administração Pública - ECO.AP»);

iii) Introdução de critérios de eficiência energética e ambiental nos transportes, nomeadamente na renovação da frota pública, com veículos de baixas emissões, concretizando as orientações da Estratégia Nacional para as Compras Públicas Ecológicas, no phasing-out de veículos de emissões de CO2 mais elevadas, e na criação de planos de mobilidade para os organismos públicos onde esta medida se justifique (medida «Ep1m3 - Transportes mais eficientes no Estado»);

iv) Implementação de projetos de eficiência energética no parque de Iluminação Pública (IP), através de celebração de contratos de gestão de eficiência energética com as ESE, precedidos de concursos públicos, com vista, nomeadamente, à instalação de reguladores de fluxo luminoso, à substituição de lâmpadas de vapor de mercúrio por fontes de luz mais eficientes, à instalação de tecnologias de controlo, gestão e monitorização da IP e à substituição das fontes luminosas nos sistemas de controlo de tráfego de peões por tecnologia LED (medida Ep1m4 - Iluminação Pública Eficiente»);

i)

No âmbito do «Programa Cp1 - Comunicar Eficiência Energética», destinado à dinamização de ações que visam induzir mudanças nos comportamentos dos indivíduos, em casa e no trabalho e nas suas deslocações, a partir da adoção de boas práticas de eficiência energética, nomeadamente ao nível da correta utilização dos equipamentos e sistemas consumidores de energia:

i)

Campanhas de informação e sensibilização dirigidas às escolas e, em particular, aos jovens em idade escolar, bem como atividades desportivas em parceria com instituições e empresas de referência na área da energia, campanhas e prémio para a divulgação e sensibilização da população escolar para a temática da eficiência energética (medida «Cp1m1 - Energia nas Escolas»);

ii) Campanhas destinadas ao grande público de sensibilização para alteração de comportamentos e hábitos de consumo com vista à promoção da utilização dos transportes coletivos e mudança de hábitos relativamente à utilização quotidiana do automóvel individual, bem como sobre boas práticas de eficiência energética na utilização dos veículos e sobre programas de «ecocondução» dirigidos a condutores profissionais (medida «Cp1m2 - Energia nos Transportes»);

iii) Campanhas de disseminação de informação sobre eficiência energética, aos consumidores a nível nacional, nomeadamente através da distribuição de informações nos postos de abastecimento e imprensa nacional (medida «Cp1m3 - Energia em Casa»);

iv) Ações destinadas a incentivar as empresas a investirem em medidas de eficiência energética, incluindo alterações comportamentais e formação dos seus colaboradores, nomeadamente através da atribuição de um prémio ou galardão que permita dar visibilidade e distinção às empresas com melhor desempenho energético ao nível da utilização racional de energia no contexto laboral (medida «Cp1m4 - Energia no trabalho»);

v)

Alargamento da telegestão e telecontagem a todos os consumidores finais de energia, visando o controlo e a potencial diminuição dos consumos e respetivos custos com a utilização da energia (medida «Cp1m5 - Contadores Inteligentes»);

j)

No âmbito do Programa «AGp1m1 - Eficiência energética no setor agrário»:

i)

Medidas relacionadas com a atualização e renovação dos parques de maquinaria agrícola e florestal, melhorias nas estações elevatórias e sistemas de rega, a realização de diagnósticos e auditorias às atividades do setor (medida «Agp1m1 - Eficiência energética no setor agrário»);

ii) Apoio à conversão de estufas baseadas em aquecimento com combustíveis fósseis para a utilização de fontes geotérmicas e sistemas de gestão de energia (medida «Agp1m1 - Eficiência energética no setor agrário»);

iii) Redução da utilização dos agroquímicos através da introdução de técnicas ligadas à agricultura biológica e à proteção integrada (medida «Agp1m1 - Eficiência energética no setor agrário»);

iv) Apoio à conversão e modernização de frotas de tratores e outra maquinaria agrícola e florestal, com maiores níveis de eficiência e menor consumo energético (medida «Agp1m1 - Eficiência energética no setor agrário»).

2 - No que respeita à imposição de requisitos na conceção ecológica de produtos relacionados com o consumo de energia, prevista na subalínea i) da alínea d) do número anterior, apenas podem ser contabilizadas as economias de energias que excedam os requisitos mínimos previstos no Decreto-Lei n.º 12/2011, de 24 de janeiro, que estabelece os requisitos para a conceção ecológica dos produtos relacionados com o consumo de energia e transpõe a Diretiva n.º 2009/125/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 21 de outubro.

3 - Sem prejuízo da verificação e medição da redução real do consumo de energia proporcionado, as ações específicas previstas no n.º 1 permitem obter as economias de energia estimadas no Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética para o período 2013-2016 (PNAEE 2016), aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 20/2013, de 10 de abril.

4 - Para além do disposto nos números anteriores, no cálculo da meta prevista no artigo 5.º são também contabilizadas as economias de energia que resultem das seguintes medidas:

a)

Financiamento de projetos na área da eficiência energética, através da alocação de verbas disponibilizadas pelos fundos comunitários no âmbito do Portugal 2020 para o período 2014-2020, no domínio da sustentabilidade e eficiência no uso de recursos, de acordo com o Acordo de Parceria e respetivos Programas Operacionais (PO), a que se referem as Resoluções do Conselho de Ministros n.os 98/2012, de 26 de novembro, 33/2013, de 20 de maio, e 39/2013, de 14 de junho;

b)

Atribuição de incentivos e benefícios fiscais a projetos de investimento que levem à aplicação de tecnologias ou técnicas eficientes do ponto de vista energético e que tenham por efeito reduzir o consumo final de energia, ao abrigo do Código Fiscal do Investimento, aprovado em anexo ao Decreto-Lei n.º 249/2009, de 23 de setembro, na redação dada pelo Decreto-Lei n.º 82/2013, de 17 de junho;

c)

Aplicação de taxas de imposto sobre os produtos petrolíferos e energéticos e a eletricidade, nos termos previstos no Código dos Impostos Especiais de Consumo, sempre que os valores das mesmas excedam os níveis mínimos comunitários previstos na Diretiva n.º 2003/96/CE, do Conselho, de 27 de outubro de 2003, que reestrutura o quadro comunitário de tributação dos produtos energéticos e da eletricidade;

d)

Aplicação de uma taxa de imposto de valor acrescentado superior à taxa mínima legalmente prevista na alínea a) do n.º 1 do artigo 18.º do Código sobre o Imposto de Valor Acrescentado, aprovado pelo Decreto-Lei n.º 394-B/84, de 26 de dezembro.

Anexo III — Teor de energia dos combustíveis selecionados para utilização final

(a que se refere o n.º 2 do artigo 6.º)

Tabela de conversão

(ver documento original)

Anexo IV — Critérios mínimos aplicáveis às auditorias energéticas, incluindo as realizadas no âmbito dos sistemas de gestão da energia

(a que se refere o artigo 12.º)

1 - As auditorias energéticas a que se refere o artigo 12.º devem:

a)

Assentar em dados operacionais atualizados, mensuráveis e rastreáveis sobre o consumo de energia e (para a eletricidade) os perfis de carga;

b)

Conter uma análise pormenorizada do perfil de consumo energético dos edifícios ou conjuntos de edifícios e das atividades ou instalações industriais, incluindo o transporte;

c)

Assentar, sempre que possível, numa análise dos custos ao longo do ciclo de vida, em vez de períodos de retorno simples, a fim de ter em conta as economias a longo prazo, os valores residuais dos investimentos de longo prazo e as taxas de atualização;

d)

Ser proporcionadas e suficientemente representativas para proporcionar uma panorâmica fidedigna do desempenho energético global e uma identificação fiável das oportunidades de melhoria mais significativas.

2 - As auditorias energéticas devem ainda possibilitar cálculos detalhados e validados das medidas propostas, a fim de fornecerem informações claras sobre as potenciais economias e os dados nelas utilizados devem poder ser armazenados para análise histórica e acompanhamento do desempenho.

Anexo V — Requisitos mínimos em matéria de faturação e informações sobre a faturação com base no consumo efetivo

(a que se refere o artigo 17.º)

1 - Faturação com base no consumo efetivo

A fim de permitir que os consumidores finais regulem o seu próprio consumo de energia, a faturação deverá ser estabelecida com base no consumo efetivo pelo menos uma vez por ano, devendo as informações sobre a faturação ser disponibilizadas pelo menos trimestralmente, a pedido ou quando os consumidores tenham optado pela faturação em formato eletrónico, ou então duas vezes por ano.

2 - Informações mínimas contidas na fatura

Se necessário, devem ser facultadas aos consumidores finais, em termos claros e compreensíveis, nas suas faturas, contratos, transações e recibos emitidos nas estações de distribuição, ou nos documentos que os acompanham, as seguintes informações:

a)

Os preços atuais praticados e o consumo efetivo de energia;

b)

Comparações do consumo atual de energia do consumidor final com o consumo no mesmo período do ano anterior, de preferência sob a forma gráfica;

c)

Os contactos de associações de defesa dos consumidores, de agências de energia ou de organismos similares, incluindo os endereços de Internet, junto dos quais possam ser obtidas informações sobre as medidas de melhoria da eficiência energética suscetíveis de ser aplicadas, sobre os perfis comparativos de utilizadores finais e sobre as especificações técnicas objetivas de equipamentos consumidores de energia.

Além disso, sempre que seja possível e útil, devem ser facultadas aos consumidores finais comparações com um utilizador final médio, da mesma categoria, em termos claros e compreensíveis, e visivelmente assinaladas nas suas faturas, contratos, transações e recibos emitidos nas estações de distribuição, ou nos documentos que os acompanham.

3 - Recomendações em matéria de eficiência energética, no que respeita às informações que acompanham as faturas e outras destinadas aos consumidores finais

Ao enviarem contratos e alterações de contratos, e nas faturas enviadas aos consumidores ou fornecidas através de sítios na Internet a cada um dos seus clientes, os distribuidores de energia, os operadores de redes de distribuição e as empresas de venda de energia a retalho devem comunicar-lhes, de forma clara e compreensível, informações sobre os contactos, incluindo os endereços de Internet, de associações de consumidores, de agências de energia ou de organismos similares independentes junto dos quais possam obter conselhos sobre as medidas de eficiência energética suscetíveis de ser aplicadas, sobre os perfis de referência correspondentes ao seu consumo de energia e sobre as especificações técnicas dos aparelhos consumidores de energia que possam servir para reduzir o consumo desses aparelhos.

Anexo VI — Enquadramento geral do Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética

(a que se refere o n.º 2 do artigo 20.º)

1 - O Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética (PNAEE) referido no n.º 2 do artigo 20.º deve permitir estruturar um quadro de desenvolvimento das estratégias nacionais de eficiência energética.

2 - O PNAEE deve abranger medidas significativas de melhoria da eficiência energética e indicar as economias de energia esperadas/realizadas, inclusive a nível do aprovisionamento, do transporte e da distribuição de energia, bem como da utilização final de energia, incluindo, pelo menos, as seguintes informações:

a)

Objetivos e estratégias:

i)

Objetivo indicativo de eficiência energética estabelecido para 2020, conforme previsto no n.º 1 do artigo 4.º;

ii) Objetivo indicativo de economias de energia estabelecido no n.º 1 do artigo 4.º do Decreto-Lei n.º 319/2009, de 3 de novembro;

iii) Outros objetivos em matéria de eficiência energética aplicáveis a toda a economia ou a setores específicos;

b)

Medidas e economias de energia:

i)

Economias de energia primária decorrentes da implementação de medidas e ações em todos os setores da economia, devendo ser fornecidas, para cada medida ou pacote de medidas/ações, as estimativas das economias esperadas para 2020 e das economias realizadas até à data da apresentação dos relatórios;

ii) Economias de energia final: O primeiro e o segundo PNAEE devem incluir os resultados relativos ao cumprimento do objetivo de economias de energia final previsto nos n.os 1 e 9 do artigo 4.º do Decreto-Lei n.º 319/2009, de 3 de novembro, bem como a metodologia de medição e/ou cálculo utilizada para calcular as economias de energia.

c)

Informações específicas relativas a:

i)

Administração central: O PNAEE deve incluir a lista dos organismos da administração central que tenham elaborado planos de eficiência energética nos termos na alínea a) do n.º 3 do artigo 7.º;

ii) Medidas de economia de energia nos consumidores finais e outras medidas de promoção da eficiência energética: O primeiro PNAEE deve incluir uma breve descrição das medidas previstas no artigo 4.º;

iii) Auditorias energéticas e sistemas de gestão da energia: O PNAEE deve indicar o número de auditorias energéticas efetuadas no período anterior, o número de auditorias energéticas efetuadas em grandes empresas no período anterior e o número de grandes empresas, conforme previsto no artigo 12.º;

iv) Promoção da eficiência no aquecimento e arrefecimento: O PNAEE deve incluir uma apreciação dos progressos alcançados;

v)

Transporte e distribuição da energia: O primeiro PNAEE e os relatórios a apresentar seguidamente de dez em dez anos devem incluir a avaliação efetuada e as medidas e investimentos identificados para explorar o potencial de eficiência energética das infraestruturas de gás e eletricidade;

vi) Reconhecimento, certificação e qualificação de profissionais e entidades: O PNAEE deve incluir informações sobre os regimes de qualificação, acreditação e certificação disponíveis, ou sobre regimes de qualificação equivalentes para os prestadores de serviços energéticos, para as auditorias energéticas e para as medidas de melhoria da eficiência energética, conforme previsto no artigo 14.º;

vii) Contratos de gestão de eficiência energética: o PNAEE deve incluir referência ao sítio na Internet onde está disponível a lista de empresas de serviços energéticos a que se refere a alínea c) do n.º 4 do artigo 7.º e o artigo 15.º

Anexo VII — Enquadramento geral da apresentação de relatórios

(a que se refere o artigo 22.º)

1 - Os relatórios anuais referidos no artigo 22.º fornecem uma base para o acompanhamento dos progressos realizados em termos de concretização dos objetivos nacionais estabelecidos para 2020, devendo incluir, pelo menos, as seguintes informações:

a)

Uma estimativa dos seguintes indicadores relativos ao penúltimo ano (ano X(elevado a 1)-2):

i)

Consumo de energia primária;

ii) Total do consumo de energia final;

iii) Consumo de energia final por setores:

  • Indústria;
  • Transportes (repartição entre passageiros e carga, se aplicável);
  • Agregados familiares;
  • Serviços.

iv) Valor acrescentado bruto por setores:

  • Indústria;
  • Serviços.
v)

Rendimento disponível dos agregados familiares;

vi) Produto interno bruto (PIB);

vii) Produção de eletricidade a partir da produção de energia térmica;

viii) Produção de eletricidade a partir da produção combinada de calor e energia;

ix) Produção de calor a partir da produção de energia térmica;

x)

Produção de calor a partir de centrais de produção combinada de calor e eletricidade, incluindo o calor residual gerado por processos industriais;

xi) Consumo de combustível para a produção de energia térmica;

xii) Número de passageiros-quilómetros (pkm), se aplicável;

xiii) Número de toneladas-quilómetros (tkm), se aplicável;

xiv) Número de quilómetros de transporte combinado (pkm + tkm), caso as subalíneas xii) e xiii) não se apliquem;

xv) População.

2 - O primeiro relatório deve incluir também o objetivo a que se refere o n.º 1 do artigo 3.º

3 - Nos setores cujo consumo de energia se mantenha estável ou esteja a aumentar, devem ser analisadas as causas dessa situação num documento a anexar ao relatório.

4 - Para além dos elementos mencionados no n.º 1, o segundo relatório e os relatórios subsequentes devem ainda incluir:

a)

Dados atualizados sobre as principais medidas legislativas e não legislativas postas em prática no ano anterior que contribuam para os objetivos globais de eficiência energética definidos para 2020;

b)

A área construída total dos edifícios com uma área interior útil de pavimento total superior a 500 m2 e, a partir de 9 de julho de 2015, a 250 m2, detidos e ocupados pela administração central que, em 1 de janeiro do ano em que é devido o relatório, não cumpriam os requisitos de desempenho energético determinados no âmbito dos n.os 1 e 3 do artigo 7.º;

c)

As economias de energia nos edifícios elegíveis detidos e ocupados pela administração central a que se refere o artigo 7.º;

d)

As economias de energia realizadas através das medidas previstas nos artigos 4.º e 5.º

(1) X = ano em curso

Anexo VIII — (a que se refere o artigo 26.º)

«ANEXO III

Cálculo da poupança de energia primária

1 - [...].

2 - [...].

3 - Os valores de referência harmonizados em matéria de eficiência para a produção separada de eletricidade e de calor, para efeitos de determinação da eficiência da cogeração, nos termos deste anexo III, constam de decisão adotada pela Comissão Europeia.

4 - Os valores de referência da eficiência para a produção separada referidos no número anterior correspondem à eficiência da produção separada de calor e de eletricidade que o processo de cogeração se destina a substituir.

Anexo IV — Elementos do projeto da instalação e outros elementos a juntar ao pedido de licença de produção em cogeração

1 - O projeto deve compreender:

a)

Memória descritiva:

Memória descritiva e justificativa indicando a natureza, a importância, a função e as características das instalações e do equipamento, as condições gerais do seu estabelecimento e da sua exploração, os sistemas de ligação à terra, as disposições principais adotadas para a produção de eletricidade, sua transformação, transporte e utilização ou a origem e o destino da energia a transportar e as proteções contra sobreintensidades e sobretensões e os seus cálculos, quando se justifique;

Descrição, tipos e características dos geradores de energia elétrica, transformadores e aparelhagem de corte e proteção, bem como das caldeiras, das turbinas e de outros equipamentos;

Identificação das coordenadas retangulares planas do sistema de referência PT-TM06/ETRS89 todos os geradores;

b)

[...].

2 - [...].»

Anexo IX — (a que se refere o artigo 28.º)

«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:

a)

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.

b)

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.

c)

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.

d)

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.

e)

Método de cálculo do excedente de custo-benefício

i)

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.

f)

Cálculo e previsão dos preços e outros pressupostos para a análise económica

i)

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.

g)

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:

i)

Benefícios

O valor da produção (de calor e eletricidade) para o consumidor;

Na medida do possível, os benefícios externos, nomeadamente ambientais e sanitários.

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; e

Na medida do possível, os custos ambientais e sanitários.

h)

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 — Critérios de eficiência energética aplicáveis à regulação da rede de energia e às tarifas da rede elétrica

(a que se refere o n.º 6 do artigo 12.º)

1 - As tarifas de redes devem refletir os custos, integrando as economias de custos nas redes decorrentes de:

a)

Medidas do lado da procura, de redução e de gestão da procura;

b)

Produção descentralizada, incluindo as economias decorrentes da redução dos custos de fornecimento ou de investimentos na rede;

c)

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)

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;

b)

As poupanças de energia decorrentes da resposta da procura de consumidores representados por agregadores de consumo;

c)

A redução da procura obtida com as medidas de eficiência energética adotadas pelos prestadores de serviços energéticos, incluindo as ESE;

d)

A ligação e o despacho de fontes de produção a níveis de tensão inferiores;

e)

A ligação das fontes de produção em localizações mais próximas do consumo; e

f)

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:

a)

Tarifas com diferenciação horária;

b)

Tarifas em horas de ponta críticas;

c)

Tarifas em tempo real;

d)

Descontos ou bonificações aplicáveis à redução de consumo em horas de ponta.

Anexo VII — Requisitos de eficiência energética para os operadores de sistemas de transporte e para os operadores de sistemas de distribuição

(a que se refere o n.º 7 do artigo 12.º)

1 - Os operadores de sistemas de transporte e os operadores de sistemas de distribuição devem:

a)

Estabelecer e tornar públicas as suas regras de base relativas à assunção e partilha dos custos das adaptações técnicas, tais como ligações à rede e reforços de rede, 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;

b)

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:

i)

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;

c)

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.»

Anexo X — REPUBLICAÇÃO

Republicação do Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de março

Capítulo I — Disposições gerais

Artigo 1.º — Objeto

1 - O presente decreto-lei estabelece a disciplina da atividade de cogeração e procede à transposição para a ordem jurídica interna da Diretiva n.º 2012/27/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012, relativa à eficiência energética, que altera as Diretivas n.os 2009/125/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, 21 de outubro de 2009, e 2010/30/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 19 de maio de 2010, e revoga as Diretivas n.os 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de fevereiro de 2004, e 2006/32/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de abril de 2006.

2 - [Revogado].

3 - [Revogado].

4 - [Revogado].

5 - [Revogado].

Artigo 2.º — Âmbito

[Revogado]

Artigo 2.º-A — Definições

Para efeitos do presente decreto-lei, considera-se:

a)

«Calor útil», a parte da energia térmica produzida num processo de cogeração a fim de satisfazer uma procura economicamente justificável de calor ou de frio, excluindo os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética;

b)

«CIEG», os custos de interesse económico geral, ou seja, que decorrem de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral;

c)

«Cogeração», a produção simultânea, num processo integrado, de energia térmica e de energia elétrica e, ou se for o caso, mecânica;

d)

«Cogeração eficiente», a produção em cogeração não enquadrável na alínea seguinte, mas em que haja poupança de energia primária;

e)

«Cogeração de elevada eficiência», a produção em cogeração que tenha uma poupança de energia primária de, pelo menos, 10 % relativamente à produção separada de eletricidade e calor, bem como a cogeração de pequena dimensão e a microcogeração, de que resulte uma poupança de energia primária, sendo a poupança, em qualquer dos casos, calculada de acordo com a metodologia do anexo III;

f)

«Cogeração de pequena dimensão», a instalação de cogeração com uma potência instalada inferior a 1 MW;

g)

«Cogeração renovável», a cogeração em que a energia primária consumida tem origem, parcial ou integralmente, em fontes de energia renováveis, tal como definidas no artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto;

h)

«Cogerador», a entidade que detém o título do controlo prévio da produção em cogeração;

i)

«Comercializador de último recurso (CUR)», a entidade referida no n.º 1 do artigo 73.º do Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 104/2010, de 29 de setembro, 78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215-A/2012, de 8 de outubro;

j)

«Eficiência global», o total anual da produção de energia elétrica e mecânica e da produção de calor útil dividido pelo consumo de combustível utilizado na produção de calor num processo de cogeração e na produção bruta de energia elétrica e mecânica, sendo a eficiência calculada com base no poder calorífico líquido dos combustíveis (também denominado poder calorífero inferior);

k)

«Instalação ou unidade de cogeração», a instalação capaz de operar em modo de cogeração;

l)

«Melhoria da eficiência energética», o aumento de eficiência energética resultante de mudanças tecnológicas, comportamentais ou económicas;

m)

«Microcogeração», a cogeração de pequena dimensão cuja potência instalada máxima seja inferior a 50 kW;

n)

«Poupança de energia», a quantidade de energia economizada, determinada pela medição e ou estimativa do consumo antes e após a aplicação de uma medida de melhoria da eficiência energética, garantindo simultaneamente a normalização das condições externas que afetam o consumo de energia;

o)

«Poupança de energia primária», a poupança de energia calculada de acordo com a metodologia fixada no anexo III ao presente decreto-lei, do qual faz parte integrante;

p)

«Procura economicamente justificável», a procura que não excede as necessidades de calor ou frio e que, se não fosse utilizada a cogeração, seria satisfeita nas condições do mercado mediante outros processos de produção de energia;

q)

«Promotor», o requerente da atribuição de um ponto de ligação ou receção na rede, ou de um título de controlo prévio para a instalação ou autorização prevista no presente decreto-lei;

r)

«Renovação substancial», a renovação cujo custo seja superior a 50 % do custo do investimento numa nova unidade comparável;

s)

«Unidade de utilização associada», a unidade industrial, de serviços ou outra, que seja abastecida pela energia produzida em autoconsumo na instalação de cogeração, desde que esta seja detida, direta ou indiretamente, pelo titular ou titulares daquela unidade.

Artigo 3.º — Classificação da produção em cogeração

[Revogado].

Capítulo II — Regime remuneratório da produção em cogeração

Artigo 4.º — Modalidades de regime remuneratório da produção em cogeração

1 - À produção em cogeração licenciada nos termos do presente decreto-lei é associada uma das seguintes modalidades de regime remuneratório:

a)

A modalidade geral, aplicável à produção em cogeração não enquadrada na modalidade especial;

b)

A modalidade especial, aplicável a cogeradores cujas instalações preencham os seguintes requisitos cumulativos:

i)

A potência de injeção seja inferior ou igual a 20 MW;

ii) O título de controlo prévio da cogeração tenha sido obtido após prévia atribuição de potência de injeção de energia elétrica na rede elétrica de serviço público (RESP), nos termos do número seguinte.

2 - O membro do Governo responsável pela área da energia aprova, por portaria, os termos e condições para a atribuição de potência de injeção de energia elétrica em determinado ponto da RESP, e sua disciplina, tendo por referência o regime de acesso à rede aplicável no âmbito do regime de remuneração garantida da produção de eletricidade em regime especial, previsto no n.º 4 do artigo 33.º-G do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto, e as especificidades da produção em cogeração.

3 - A portaria referida no número anterior é aprovada no prazo de 60 dias após a entrada em vigor do presente decreto-lei.

4 - [Revogado].

5 - [Revogado].

6 - [Revogado].

7 - [Revogado].

8 - [Revogado].

9 - [Revogado].

10 - [Revogado].

11 - [Revogado].

12 - [Revogado].

Artigo 4.º-A — Modalidade especial do regime remuneratório

1 - A remuneração da energia fornecida pelo cogerador de uma instalação enquadrada na modalidade especial do regime remuneratório, nos termos da alínea b) do n.º 1 do artigo anterior, efetua-se nos termos seguintes:

a)

Fornecimentos de energia térmica a terceiros, em que o preço de venda é o que resultar dos contratos livremente celebrados entre o cogerador e o cliente ou clientes da energia térmica produzida na instalação de cogeração;

b)

Fornecimentos de energia elétrica ao CUR, sendo que o preço de venda da energia ativa é igual a uma tarifa de referência, a que acresce, quando aplicável:

i)

Um prémio de elevada eficiência, calculado em função da poupança de energia primária realizada na cogeração quando esta seja de elevada eficiência;

ii) Um prémio de energia renovável, em função da proporção de combustíveis de origem renovável consumidos na cogeração renovável, independentemente da eficiência da instalação.

2 - Se, durante o período de atribuição da tarifa de referência, a instalação de produção passar a utilizar energia primária renovável ou a ser considerada de elevada eficiência, pode aquela beneficiar dos prémios, consoante aplicável, enumerados na alínea b) do número anterior pelo período remanescente, devendo para tal demonstrar a verificação das referidas alterações nos termos do artigo 18.º-A.

3 - Os pagamentos da tarifa de referência, do prémio de elevada eficiência e do prémio de energia renovável ficam sujeitos à condição de a eletricidade produzida em cogeração e o calor residual serem efetivamente utilizados para realizar economias de energia primária.

4 - A tarifa de referência, do prémio de elevada eficiência e do prémio de energia renovável são definidos por portaria do membro do Governo responsável pela área da energia, ouvida a Entidade Reguladora para os Serviços Energéticos (ERSE).

5 - O prémio de elevada eficiência pode ser diferenciado segundo a poupança de energia primária obtida pela instalação de cogeração, a tecnologia utilizada e o tipo de energia primária.

6 - O prémio de energia renovável pode ser diferenciado segundo a percentagem de energia primária consumida com origem em fontes de energia renováveis.

7 - A tarifa de referência, o prémio de elevada eficiência e o prémio de energia renovável são contratados e pagos pelo CUR, nos termos a estabelecer na portaria prevista no n.º 4.

8 - A tarifa de referência, o prémio de elevada eficiência e o prémio de energia renovável não são devidos durante o período de ensaios da instalação de cogeração, cabendo ao cogerador comunicar à da Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) e ao CUR a data em que termine esse período.

9 - O CUR é ressarcido através da tarifa de uso global do sistema, nos termos do disposto no artigo 55.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, 23 de agosto.

10 - Tendo em conta a natureza específica da cogeração, a tarifa de referência, o prémio de elevada eficiência e o prémio de energia renovável devem refletir os benefícios ambientais, as perdas evitadas nas redes de transporte e distribuição e o perfil horário de funcionamento da produção de energia elétrica, que no seu conjunto refletem a síntese da distinção do contributo global da cogeração para a poupança de energia primária.

11 - Sem prejuízo do disposto no número anterior, o valor dos prémios de elevada eficiência e de energia renovável, atribuídos cumulativa ou individualmente a uma instalação de cogeração, não pode exceder o montante de (euro) 7,5/MWh.

Artigo 4.º-B — Modalidade geral do regime remuneratório

1 - A modalidade geral do regime remuneratório compreende duas submodalidades, denominadas A e B, em que:

a)

A submodalidade A integra as cogerações com potência de injeção à rede igual ou inferior a 20MW que operam em modo de autoconsumo da eletricidade produzida, sendo a energia não consumida entregue ao CUR, nos termos do n.º 3;

b)

A submodalidade B integra as cogerações que operam em regime de venda, total ou parcial, de eletricidade produzida em mercados organizados ou mediante contratos bilaterais.

2 - Para efeitos do disposto no número anterior, considera-se que a cogeração opera em modo de autoconsumo quando a energia elétrica produzida, para além da utilizada nos serviços auxiliares, se destine ao abastecimento de uma unidade de utilização associada, e a energia térmica se destine ao próprio cogerador ou seja fornecida a terceiros.

3 - A energia produzida ao abrigo da alínea a) do n.º 1, que não seja consumida na unidade de utilização associada, pode ser vendida ao CUR, nos termos a estabelecer em portaria do membro do Governo responsável pela área da energia, sem prejuízo do disposto no artigo 5.º-A.

4 - O produtor que não pretenda celebrar contrato de venda da eletricidade com o CUR, nos termos do presente artigo, preferindo estabelecer outro tipo de relacionamento comercial, designadamente, a venda em mercados organizados ou mediante contrato bilateral da eletricidade não consumida na instalação de utilização associada à instalação de cogeração, deve enquadrar-se na submodalidade B da modalidade geral do regime remuneratório.

5 - As instalações de cogeração destinadas a autoconsumo ou cujas instalações de utilização associadas consumam a energia produzida por aquelas, ao abrigo de qualquer submodalidade, e que se encontrem ligadas à RESP estão sujeitas ao pagamento de uma compensação mensal fixa, nos primeiros 10 anos após a obtenção do título que habilita a entrada em exploração, calculada nos termos do artigo seguinte.

6 - Na submodalidade B da modalidade geral, a remuneração da energia fornecida pelos cogeradores é efetuada através de:

a)

Fornecimentos de energia térmica a terceiros, em que o preço de venda é o que resultar dos contratos celebrados entre o cogerador e o cliente ou clientes da energia térmica produzida na instalação de cogeração;

b)

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;

c)

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;

d)

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:

a)

«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;

b)

«PCOG» - O valor da potência elétrica instalada da instalação de cogeração, constante no respetivo certificado ou licença de exploração;

c)

«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;

d)

«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 20MW no Sistema Elétrico Nacional, no ano «t»;

e)

«t» - O ano de emissão do título de exploração da respetiva instalação de cogeração;

f)

«(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 «V(índice CIEG,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:

a)

«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»;

b)

«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»;

c)

«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;

d)

«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;

e)

«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:

a)

«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;

b)

«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;

c)

«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 — Duração da modalidade especial

1 - A modalidade especial do regime remuneratório vigora enquanto se mantiverem as condições da sua atribuição, pelo prazo de 120 meses após a emissão do título de controlo prévio para a exploração da instalação de cogeração ou do título de exploração parcelar, consoante o caso, sendo este período prorrogado uma vez pela DGEG, por 60 meses, a pedido do cogerador, desde que se verifique a poupança de energia primária e, quando aplicável, desde que o prémio de elevada eficiência e o prémio de energia renovável devidos durante o período de prorrogação sejam revistos nos termos previstos na portaria a que se refere o n.º 4 do artigo 4.º-A, sem prejuízo da prorrogação adicional prevista no artigo 18.º-A, quando aplicável.

2 - [Revogado].

3 - [Revogado].

4 - [Revogado].

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:

a)

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;

b)

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;

c)

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 6.º — Mudança de modalidade de regime remuneratório

1 - O cogerador pode mudar de regime remuneratório a qualquer momento, do especial para o geral, nos termos dos números seguintes e desde que preencha os requisitos aplicáveis à submodalidade de destino.

2 - O cogerador que se encontre enquadrado na modalidade especial do regime remuneratório pode mudar para qualquer submodalidade da modalidade geral, desde que cumpra os requisitos aplicáveis à submodalidade de destino, apenas podendo regressar à modalidade de origem após, pelo menos, dois anos de permanência na modalidade geral.

3 - [Revogado].

4 - O procedimento de mudança de modalidade previsto nos n.os 1 e 2, nomeadamente as matérias relativas à sua admissibilidade, ao prazo de pré-aviso mínimo e à data de produção de efeitos daquela, é estabelecido em portaria do membro do Governo responsável pela área da energia.

5 - A mudança de modalidade de regime remuneratório a que se referem os números anteriores não interrompe ou suspende a contagem dos prazos iniciais que se encontrem em curso nos termos dos artigos 5.º ou 5.º-A.

6 - Sem prejuízo do disposto no número anterior, consideram-se suspensos os efeitos do contrato celebrado com o CUR ao abrigo do artigo 5.º, devendo o cogerador, quando mude da modalidade especial do regime remuneratório para a submodalidade A da modalidade geral do regime remuneratório, celebrar novo contrato com o CUR, nos termos do disposto no artigo 5.º-A.

Capítulo III — Acesso à atividade de produção em cogeração

Secção I — Disposições gerais

Artigo 7.º — Controlo prévio da produção em cogeração

1 - O exercício da atividade de produção em cogeração é livre, podendo ser exercida por pessoas singulares ou coletivas, de direito público ou privado, sem prejuízo da sujeição a controlo prévio para a instalação e exploração da respetiva instalação, nos termos do presente decreto-lei.

2 - Os títulos do controlo prévio variam de acordo com a dimensão da instalação de cogeração, nos seguintes termos:

a)

Registo da instalação da cogeração e correspondente certificado de exploração, no caso da microcogeração, independentemente do regime remuneratório aplicável;

b)

Comunicação prévia com prazo e correspondente certificado de exploração, no caso da cogeração de pequena dimensão não enquadrada no regime remuneratório especial;

c)

Licença de produção e correspondente licença de exploração, nos demais casos.

3 - Sem prejuízo do cumprimento das normas da concorrência e do estabelecido no presente decreto-lei, é permitida a acumulação pelo mesmo cogerador de títulos de controlo prévio para a produção em cogeração.

4 - A cada cogeração corresponde um título de controlo prévio para a totalidade da unidade de cogeração.

5 - A exploração em regime industrial de cada um dos grupos geradores que, nos termos do título de controlo prévio para a instalação, compõem a cogeração, pode ser autorizada temporariamente por título parcelar de exploração, relativo ao grupo a que respeita, sendo o último respeitante à totalidade da cogeração concedido a título definitivo.

6 - Os procedimentos aplicáveis à atribuição, alteração e extinção dos títulos de controlo prévio previstos nas alíneas a) e b) do n.º 2, são estabelecidos em portaria do membro do Governo responsável pela área da energia, tendo em conta o regime previsto no presente decreto-lei para as licenças de produção e de exploração, aplicável com as necessárias adaptações.

Artigo 8.º — Articulação com o licenciamento das instalações elétricas

1 - [Revogado].

2 - [Revogado].

3 - Sem prejuízo do disposto no número seguinte, a licença de exploração das instalações referidas nos números anteriores é emitida após vistoria para verificação da sua conformidade com os termos da respetiva licença de produção em cogeração e com as normas legais e os regulamentos em vigor, nomeadamente as respeitantes aos regimes jurídicos de prevenção e controlo integrados da poluição e do comércio europeu de licenças de emissão de gases com efeito de estufa, quando aplicáveis.

4 - Tratando-se de cogeração de pequena dimensão, a licença de exploração é atribuída com base em termo de responsabilidade de técnico responsável pela exploração de instalações elétricas atestando a conformidade da instalação com o projeto aprovado e demais termos da respetiva licença de produção em cogeração, bem como com as normas legais e os regulamentos aplicáveis, sem prejuízo das atribuições do operador da rede a que a cogeração se encontre ligada, relativamente à vistoria das instalações de interface com a rede.

Artigo 9.º — Competência para o licenciamento

1 - A atribuição dos títulos de controlo prévio, incluindo a pronúncia sobre as comunicações prévias com prazo, para a produção em cogeração é competência:

a)

Do membro do Governo responsável pela área da energia, no caso de instalações com potência elétrica instalada superior a 10 MW;

b)

Do diretor-geral de energia e geologia, no caso de instalações com potência elétrica instalada inferior ou igual a 10 MW.

2 - É ainda competência do diretor-geral de energia e geologia a atribuição de potências de injeção na RESP e da licença de exploração ou certificado de exploração, bem como os demais atos de autorização previstos no presente decreto-lei.

3 - Cabe à DGEG conduzir a instrução e a coordenação dos procedimentos de licenciamento ou autorização previstos no presente decreto-lei.

4 - [Revogado].

Artigo 10.º — Requisitos para atribuição de títulos de controlo prévio

1 - A atribuição dos títulos de controlo prévio para a produção em cogeração depende:

a)

Da existência de condições de ligação à RESP adequadas à capacidade de receção de eletricidade, nos termos do disposto no número seguinte, nos casos em que a cogeração seja ligada à RESP;

b)

Da segurança da rede elétrica, da fiabilidade das instalações e do equipamento associado, nos termos previstos no Regulamento da Rede de Transporte, no Regulamento da Rede de Distribuição e no Regulamento de Operação de Redes;

c)

Do cumprimento da legislação e regulamentação aplicável no que respeita à ocupação do solo, à localização, à proteção do ambiente, à proteção da saúde pública e à segurança das populações;

d)

Do balanço custo-benefício favorável, baseado em análise realizada nos termos do n.º 2 do anexo V do presente decreto-lei, sempre que se trate de uma cogeração cuja potência térmica total seja superior a 20 MW;

e)

Da poupança de energia primária, da produção de calor útil e da eficiência global da cogeração, calculadas ou apuradas nos termos do presente decreto-lei.

2 - Para efeitos da alínea a) do número anterior, considera-se que existem condições de ligação à RESP quando:

a)

O operador da RNT ou da RND, conforme o caso, a que a cogeração pretenda ligar-se tenha emitido parecer favorável, nos 6 meses anteriores ao pedido de atribuição do título de controlo prévio para a instalação da cogeração, nos casos em que a modalidade de regime remuneração escolhida seja a geral;

b)

A DGEG tenha atribuído potência de injeção de energia elétrica na RESP, nos termos da portaria referida na alínea b) do n.º 1 do artigo 4.º, nos casos em que a modalidade de regime de remuneração pretendida seja a especial.

3 - Para os efeitos do disposto na alínea a) do n.º 1, verifica-se inadequação da capacidade de receção de energia elétrica na RESP quando a potência a injetar nos termos da alínea a) do n.º 1 exceda a capacidade total no ponto de ligação pretendido, tendo em conta o disposto no número seguinte, exceto quando, sendo possível efetuar um reforço da rede, o cogerador suporte os respetivos custos.

4 - Na sequência de pedido do promotor, o parecer referido na alínea a) do n.º 2 é prestado pelo operador da RNT, para cogerações com potência elétrica superior a 50 MW, ou pelo operador da RND, nos restantes casos, tendo em conta as indicações constantes do Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte (PDIRT) ou o Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Distribuição (PDIRD), consoante aplicável.

5 - O parecer referido no número anterior é entregue ao promotor no prazo de 44 dias úteis, ou de 88 dias úteis para projetos que impliquem uma consulta ao outro operador da rede interligada, contados a partir da data da apresentação do pedido e mediante o pagamento de um preço pelo serviço prestado, a estabelecer no Regulamento das Relações Comerciais.

6 - As instalações de cogeração que utilizem combustíveis com coeficientes de emissão iguais ou inferiores aos do gás natural têm prioridade na obtenção de condições de ligação à RESP, nos mesmos termos da produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis, mas sem dificultar o acesso à rede da eletricidade de origem renovável.

7 - [Revogado].

8 - [Revogado].

Artigo 11.º — Encargos de ligação às redes

1 - Os encargos e condições comerciais de ligação às redes de instalações de cogeração são estabelecidos no Regulamento de Relações Comerciais aprovado pela ERSE.

2 - O cogerador é responsável pelos custos de ligação.

3 - [Revogado].

4 - [Revogado].

Artigo 12.º — Acesso e funcionamento das redes

1 - Os operadores da RESP devem proporcionar aos cogeradores, de forma não discriminatória e transparente e com base em tarifas aplicáveis a todos os utilizadores das redes, nos termos do Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações, o acesso prioritário ou garantido às respetivas redes da eletricidade produzida em cogerações de elevada eficiência, nos mesmos termos aplicáveis à eletricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis mas sem dificultar o acesso à rede da eletricidade de origem renovável.

2 - No intuito de simplificar e encurtar os procedimentos de autorização para ligação, os operadores da RESP podem facilitar, de modo especial, a ligação à rede de instalações de cogeração de elevada eficiência a partir de unidades de pequena dimensão e da microcogeração, adotando, sempre que possível, processos de notificação simples do tipo «instalação e informação» aplicáveis à microcogeração.

3 - Sempre que adequado, os operadores da RNT e RND incentivam a instalação da cogeração de elevada eficiência na proximidade de zonas em que exista procura, de modo a reduzir os encargos relativos à ligação e à utilização das redes.

4 - Os operadores da RESP devem tomar medidas operacionais adequadas para prevenir ou minimizar o estabelecimento de limitações ao transporte e distribuição de eletricidade proveniente de cogerações.

5 - Quando, por razões relacionadas com a segurança e fiabilidade das redes ou com a segurança do abastecimento, sejam impostas limitações significativas ao transporte e distribuição da eletricidade proveniente de cogerações, tais limitações devem ser reportadas de forma imediata pelo operador da rede à DGEG com a indicação das medidas corretivas que serão adotadas.

6 - No exercício das suas competências, a ERSE, os operadores da RNT e RND e a DGEG devem assegurar que as tarifas de rede e a regulamentação das redes preenchem os critérios previstos no anexo VI e requisitos da legislação em vigor sobre a eficiência energética e designadamente as orientações e os códigos desenvolvidos por força do Regulamento (CE) n.º 714/2009, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, relativo às condições de acesso à rede para o comércio transfronteiriço de eletricidade.

7 - Para além das obrigações previstas no n.º 1, os operadores da RESP devem satisfazer os requisitos previstos no anexo VII.

8 - Sempre que seja técnica e economicamente viável tendo em conta o modo de exploração da instalação de cogeração de elevada eficiência, o respetivo cogerador pode oferecer serviços de sistema aos operadores da RNT e RND, devendo tais serviços ser contratados através de um processo de concurso transparente, não discriminatório e passível de controlo.

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.

Secção II — Procedimento de atribuição da licença em cogeração

Artigo 13.º — Plataforma eletrónica do controlo prévio da cogeração

1 - Todos os pedidos, comunicações e notificações, incluindo peças gráficas ou, em geral, quaisquer declarações relacionadas com o controlo prévio das instalações de cogeração, entre os interessados e outros intervenientes no procedimento, devem ser efetuados por meios eletrónicos, através dos sítios de Internet que disponibilizam o Portal da DGEG, sem prejuízo da sua interconexão com o Portal do Cidadão e o Portal da Empresa.

2 - A plataforma referida no número anterior assegura:

a)

O recurso a meios de autenticação segura, designadamente através do cartão de cidadão ou da chave móvel digital, nos termos do artigo 4.º da Lei n.º 37/2014, de 26 de junho;

b)

A disponibilização de informação e dados em formatos abertos, que permitam a leitura por máquina, nos termos da Lei n.º 36/2011, de 21 de junho;

c)

A interligação com a plataforma de interoperabilidade da Administração Pública e com o sistema de pesquisa online de informação pública a que se refere o do Decreto-Lei n.º 135/99, de 22 de abril, alterado pelos Decretos-Leis n.os 29/2000, de 13 de março, 72-A/2010, de 18 de junho, e 73/2014, de 13 de maio.

3 - No âmbito dos procedimentos administrativos previstos neste decreto-lei, os requerentes podem solicitar a dispensa da apresentação dos documentos em posse de qualquer serviço ou organismo da Administração Pública, nos termos do artigo 28.º-A do Decreto-Lei n.º 135/99, de 22 de abril, alterado pelos Decretos-Leis n.os 29/2000, de 13 de março, 72-A/2010, de 18 de junho, e 73/2014, de 13 de maio.

Artigo 14.º — Pedido de licença de produção em cogeração

1 - O procedimento para atribuição de licença de produção em cogeração inicia-se com a apresentação, por meios eletrónicos, de um pedido devidamente instruído nos termos previstos nos números seguintes, dirigido à entidade competente para o licenciamento.

2 - O pedido é instruído com os seguintes elementos:

a)

Identificação completa do requerente, incluindo o endereço eletrónico de contacto;

b)

Informação sobre a existência de capacidade de receção e as condições de ligação à rede, nos termos do n.º 3, ou, no caso previsto na segunda parte da alínea b) do n.º 2 do artigo 10.º, cópia da notificação comunicando a atribuição de potência de injeção na RESP, quando o requerente pretenda ligar-se à RESP;

c)

Projeto da instalação de cogeração e os demais elementos estabelecidos no anexo IV do presente decreto-lei, do qual faz parte integrante;

d)

Demonstração do cálculo da poupança de energia primária, conforme o anexo III, bem como, sempre que se trate de uma cogeração cuja potência térmica total seja superior a 20MW, o resultado de uma avaliação dos custos e dos benefícios relativos ao funcionamento da instalação como cogeração de elevada eficiência com base em análise custo-benefício realizada nos termos do n.º 2, do anexo V;

e)

Demonstração da fração de consumo de energia primária de fonte renovável, quando aplicável;

f)

Demonstração ou comprovativo contratual com terceiros, se for o caso, da utilização da energia térmica produzida em cogeração, de acordo com o conceito de calor útil definido no artigo 2.º, apresentando a devida justificação;

g)

Cronograma das ações necessárias para a instalação da unidade de cogeração, incluindo a indicação do prazo para entrada em exploração;

h)

Declaração de impacte ambiental (DIA) favorável ou favorável condicionada ou decisão de conformidade ambiental do projeto de execução, conforme aplicável nos termos do Decreto-Lei n.º 151-B/2013, de 31 de outubro, ou decisão do procedimento de avaliação de incidências ambientais (DIncA), quando legalmente exigível;

i)

[Revogada];

j)

Quando a instalação de produção em cogeração implique a realização de operação urbanística sujeita a controlo prévio nos termos do Decreto-Lei n.º 555/99, de 16 de dezembro, que estabelece o regime jurídico da urbanização e edificação (RJUE), projeto de arquitetura aprovado ou informação prévia favorável, requerida nos termos do n.º 2 do artigo 14.º do RJUE.

3 - Nos casos previstos na alínea j) do número anterior, não pode ser emitido o alvará de licença ou apresentada a comunicação prévia de operação urbanística, sem que seja emitida a licença de produção em cogeração.

4 - A informação referida na primeira parte da alínea b) do número anterior é prestada pelo operador da RNT, para cogerações com potência elétrica superior a 50 MW, ou pelo operador da RND, nos restantes casos, tendo em conta o Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte (PDIRT) e o Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Distribuição (PDIRD), devendo ser prestada no prazo de 40 dias, ou de 90 dias para projetos que impliquem uma consulta a outro operador de rede com a qual a RNT esteja interligada, contados a partir da data da apresentação da solicitação do interessado e mediante o pagamento de um preço pelo serviço prestado, a estabelecer no Regulamento das Relações Comerciais.

5 - A portaria prevista no n.º 2 do artigo 4.º pode determinar que elementos instrutórios do pedido de atribuição de licença de produção sejam apresentados antecipadamente, no âmbito da instrução do procedimento para atribuição do ponto de receção.

Artigo 15.º — Marcha do procedimento

1 - No prazo máximo de 20 dias após a receção do pedido, a DGEG verifica a sua conformidade à luz do disposto no artigo anterior e, se for caso disso, solicita ao requerente, por meios eletrónicos, elementos em falta ou complementares, a juntar no prazo de 10 dias.

2 - A falta de apresentação no prazo fixado dos elementos solicitados nos termos do número anterior implica o indeferimento do pedido.

3 - Sem prejuízo de outras situações legalmente previstas ou dos casos em que a DGEG considere ser necessário solicitar informação a outras entidades, a DGEG deve solicitar, por meios eletrónicos, ao operador da rede a que se liga a instalação de cogeração a licenciar para se pronunciar sobre a conformidade do pedido com os regulamentos aplicáveis.

4 - O prazo para a emissão de informação ou de parecer solicitado referido no número anterior é de 20 dias contados a partir da data de receção do pedido formulado pela DGEG.

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