LegalizeDecreto-Lei n.º 68-A/2015 — Estabelece disposições em matéria de eficiência energética e produção em cogeração, transpondo a Diretiva n.º…
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
5 - As informações ou os pareceres prestados nos termos do presente artigo devem ser objetivos, fundamentados e conclusivos e obrigatoriamente colhidos e emitidos por meio eletrónicos.
Artigo 16.º — Decisão
1 - Concluído o procedimento, a entidade licenciadora profere decisão ou projeto de decisão do pedido no prazo de 30 dias, tendo em conta os requisitos estabelecidos no artigo 10.º e as disposições do Código do Procedimento Administrativo relativas à audiência prévia.
2 - Em caso de decisão final favorável, ou condicionalmente favorável, considera-se atribuída a licença de produção em cogeração.
3 - Em caso de indeferimento do pedido de atribuição de licença de produção em cogeração, o requerente é informado das razões determinantes da mesma, as quais devem ser objetivas e não discriminatórias.
4 - A decisão proferida sobre o pedido de atribuição da licença de produção em cogeração é dada também a conhecer ao operador da rede relevante, bem como divulgada no sítio da Internet da DGEG.
5 - Concluído o processo de licenciamento nos termos do presente decreto-lei, a exploração deve iniciar-se, observado o disposto nos n.os 3 e 4 do artigo 8.º, no prazo fixado na licença de produção em cogeração, o qual não poderá exceder 36 meses contados da atribuição desta licença.
6 - O prazo referido no número anterior pode ser prorrogado pela entidade licenciadora a pedido devidamente fundamentado do cogerador, até ao máximo de dois períodos de 12 meses, se a impossibilidade do cumprimento do prazo não lhe for imputável.
7 - A licença de produção em cogeração caduca se a exploração não for iniciada dentro do prazo fixado nos termos do n.º 5, ou da prorrogação concedida nos termos do número anterior.
Secção III — Regime da licença de produção
Artigo 17.º — Direitos do cogerador
1 - O cogerador tem os direitos de:
Consumir ou fornecer a energia térmica produzida;
Consumir a energia elétrica produzida ou fornecê-la nas condições estabelecidas no presente decreto-lei;
Realizar paralelo com a RESP, nos termos da regulamentação aplicável;
Adquirir a eletricidade de reserva ou de reforço;
Ter prioridade na entrega de energia à RESP, nos termos do artigo 12.º;
Fornecer serviços de sistema através de contratação bilateral com o operador de sistema ou através de mercados organizados para o efeito, nas condições estabelecidas no presente decreto-lei e demais regulamentação aplicável;
Fornecer energia elétrica em situação de indisponibilidade da RESP aos consumidores que estejam ligados à instalação de cogeração.
2 - Para efeitos do fornecimento referido na alínea b) do número anterior, o cogerador pode estabelecer linhas diretas próprias para o abastecimento de terceiros, ou linhas internas para abastecimento próprio, as quais não integram a RESP.
3 - Para efeitos do disposto na alínea d) do n.º 1, entende-se como eletricidade de reserva a eletricidade que deve ser fornecida pela rede elétrica sempre que haja perturbação, inclusivamente em períodos de manutenção ou de avaria do processo de cogeração, e como eletricidade de reforço, a eletricidade fornecida pela rede elétrica caso a procura de eletricidade seja superior à produção pelo processo de cogeração.
Artigo 18.º — Deveres do cogerador
1 - O cogerador tem os seguintes deveres:
Entregar e receber energia elétrica de acordo com as normas técnicas aplicáveis e de modo a não introduzir perturbações no normal funcionamento da RESP;
Quando aplicável, estabelecer contratos de venda total ou parcial e aquisição de energia elétrica com os clientes finais ou com os comercializadores ou, se for caso disso, com o CUR, sendo que o regime de opção pela modalidade especial exclui a modalidade geral, exceto nos fornecimentos de energia elétrica a cliente ou clientes diretamente ligados a instalação de cogeração;
Observar as condições técnicas e de segurança de ligação às redes de transporte e distribuição da RESP, em conformidade com os regulamentos aplicáveis;
Cumprir as regras estabelecidas para a injeção de energia reativa no Regulamento da Rede de Transporte e no Regulamento da Rede de Distribuição e do Regulamento de Relações Comerciais, sem prejuízo do direito previsto na alínea f) do n.º 1 do artigo anterior;
Adquirir e instalar o equipamento de telecontagem para a produção de energia elétrica;
Requerer a atribuição de licença de produção para a realização de alterações ou renovações substanciais à cogeração;
Comunicar previamente à DGEG a realização de quaisquer alterações ao centro eletroprodutor que não se reconduzam às alterações previstas na alínea anterior.
2 - Caso a potência de ligação seja superior a 10 MW e o fornecimento da energia elétrica não seja efetuado em mercados organizados ou através de contratação bilateral, comunicar ao gestor da RESP envolvida, e ou à concessionária da RNT na sua função de gestor global do Sistema Elétrico Nacional (SEN), com uma antecedência mínima de 36 horas em relação ao início de um determinado dia, o regime de produção da energia elétrica que prevê injetar na RESP nesse dia.
3 - A participação do cogerador nos diversos mercados requer a obtenção do estatuto de agente de mercado nos termos previstos no Regulamento de Relações Comerciais, ou a sua representação por agente de mercado que assuma, em seu nome, os correspondentes deveres e direitos perante o mercado.
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 — Transmissão da licença
1 - A transmissão da licença de produção em cogeração ou a cedência, a qualquer título, da gestão ou da exploração da cogeração deve ser comunicada à DGEG, por meios eletrónicos, pelo titular da licença, sem prejuízo do disposto nos números seguintes.
2 - A comunicação a que se refere o número anterior é acompanhada de cópia do contrato que titula a transmissão ou cedência, da data em que esta produz efeitos e da identificação completa do transmissário ou cessionário.
3 - Para as instalações de cogeração com potência elétrica superior a 20 MW, a transmissão de licença de produção segue o regime previsto para a produção em regime ordinário constante do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto.
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 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 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.
Artigo 20.º — Remissão para o Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto
Sem prejuízo do disposto no presente decreto-lei, é aplicável à produção em cogeração, com as necessárias adaptações e nomeadamente as decorrentes do previsto no artigo anterior, o disposto nos artigos 15.º, 18.º, 20.º-A, 20.º-B, 21.º, 23.º, 24.º, 25.º, 26.º, 27.º, 28.º e 30.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto.
Capítulo IV — Garantias de origem
Artigo 21.º — Noção e conteúdo
1 - Qualquer produtor de eletricidade em instalações de cogeração de elevada eficiência pode solicitar à entidade emissora de garantias de origem (EEGO) a emissão de garantia de origem referente à eletricidade produzida em cogeração.
2 - [Revogado].
3 - A garantia de origem destina-se:
A comprovar que a quantidade de eletricidade vendida é produzida em cogeração de elevada eficiência;
A certificar que a instalação permite a obtenção de uma poupança de energia primária de acordo com o estabelecido no anexo III.
4 - A garantia de origem pode ser utilizada no âmbito da União Europeia e utilizada para fins estatísticos.
5 - A garantia de origem contém as seguintes especificações:
O poder calorífico inferior da fonte de combustível a partir da qual foi produzida a eletricidade;
O tipo e as quantidades de cada combustível utilizado;
A quantidade e a utilização do calor produzido em combinação com a eletricidade;
As datas e os locais da produção;
A quantidade de eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência, nos termos do anexo II, que é coberta pela garantia de origem;
A poupança de energia primária, calculada de acordo com o anexo III, com base nos valores de referência harmonizados em matéria de eficiência, estabelecidos nos termos do referido anexo;
A eficiência elétrica e térmica nominal da instalação de cogeração;
Se, e em que medida, a instalação beneficiou de apoio ao investimento;
Se, e em que medida, a unidade de energia beneficiou por qualquer outra via de um regime de apoio nacional, e o tipo de regime de apoio;
A identidade, localização, tipo e capacidade (térmica e elétrica) da instalação cogeração em que a energia foi produzida e a data da sua entrada em serviço;
A data de emissão, o número de identificação único e a entidade emissora da garantia de origem.
6 - A garantia de origem deve ter um formato normalizado de 1 MWh, correspondente à produção líquida de eletricidade medida à saída da instalação e exportada para a rede
7 - Sem prejuízo do disposto no número seguinte, as garantias de origem emitidas em outros Estados membros são reconhecidas pelo Estado Português.
8 - O reconhecimento de uma garantia de origem proveniente de outro Estado membro pode ser recusado, sempre que, com base em critérios objetivos, transparentes e não discriminatórios, existam, nomeadamente, fundadas suspeitas de fraude.
9 - Os prémios e a tarifa de referência previstos no artigo 4.º-A apenas são pagos contra a entrega ao CUR de garantias de origem emitidas pela EEGO, a pedido do cogerador, devendo reverter para a EEGO.
10 - O disposto no n.º 1 não obsta à obtenção pela cogeração renovável da garantia de origem prevista no Decreto-Lei n.º 141/2010, de 31 de dezembro, alterado pelo Decreto-Lei n.º 39/2013, de 18 de março, no que respeita à energia de fonte renovável
Artigo 22.º — Certificado de origem
1 - Qualquer produtor de eletricidade em instalações de cogeração eficiente, quando enquadrado na modalidade especial do regime remuneratório, deve solicitar à EEGO a emissão de certificado de origem referente à eletricidade produzida em cogeração eficiente.
2 - É aplicável ao certificado de exploração, com as necessárias adaptações, o disposto no artigo anterior, à exceção do disposto no n.º 4.
3 - [Revogado].
4 - [Revogado].
Artigo 23.º — Entidade responsável pela emissão das garantias e certificados de origem
1 - As competências relativas à emissão e acompanhamento das garantias e certificados de origem são cometidas à EEGO, nos termos previstos no presente decreto-lei.
2 - Cabe à DGEG exercer as atribuições e competências de EEGO, sem prejuízo do disposto no número seguinte.
3 - As competências relativas à emissão e acompanhamento de garantias e certificados de origem podem ser exercidas por entidade terceira, selecionada mediante procedimento concursal, nos termos a estabelecer em portaria do membro do Governo responsável pela área da energia.
Artigo 24.º — Competências da EEGO
1 - São competências da EEGO:
A implementação e gestão de um sistema de emissão de garantias de origem da eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência, compreendendo o registo, a emissão, a anulação e cancelamento dos respetivos comprovativos;
A implementação e gestão de um sistema de recolha e registo da informação relativa às instalações de cogeração eficiente, mas não de elevada eficiência para registo, emissão, anulação e cancelamento de certificados de origem;
A realização, diretamente ou através de auditores externos reconhecidos pela DGEG, de ações de auditoria e monitorização das instalações e equipamentos de produção em cogeração, assim como dos equipamentos de medição de energia, que permitam e assegurem a correta qualificação das instalações e a garantia ou certificação de origem da eletricidade produzida;
A disponibilização para consulta pública, nomeadamente através de uma página na Internet, a disponibilizar pela EEGO, da informação relevante e não confidencial relativa à emissão de garantias e de certificados de origem;
A realização de outras ações e procedimentos considerados necessários ao desempenho das suas funções.
2 - Sem prejuízo do disposto na alínea c) do número anterior, a EEGO realiza, anualmente, pelo menos, auditorias a um terço do universo das cogerações, devendo todas as instalações estar auditadas a cada três anos, pelo menos.
3 - Nos anos em que não seja realizada auditoria à instalação, a garantia e o certificado de origem podem ser emitidos apenas com base nos dados obtidos com o licenciamento da cogeração, ou nos dados obtidos na última auditoria realizada, conforme o caso.
4 - Nos casos em que, num dado trimestre, venha a ocorrer diferença face aos valores relevantes determinados na última auditoria que impliquem a alteração do valor da poupança de energia primária em mais de cinco pontos percentuais, o cogerador deve informar a EEGO, por meios eletrónicos.
5 - O modo de exercício das funções da EEGO consta de um manual de procedimentos, a ser elaborado por aquela entidade e aprovado pela DGEG, no prazo de 90 dias após o início de funções da EEGO.
Artigo 25.º — Contabilidade, custos e receitas da EEGO
[Revogado].
Capítulo V — Relatórios e deveres de informação
Artigo 26.º — Potencial nacional de cogeração de elevada eficiência e análise custo-benefício
1 - Compete à DGEG promover e concluir, até 31 de outubro de 2015, uma avaliação exaustiva das potencialidades em matéria de aplicação da cogeração de elevada eficiência, incluindo a microcogeração de elevada eficiência, da qual devem constar as informações previstas no anexo VIII da Diretiva n.º 2012/27/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012.
2 - A análise do potencial nacional de cogeração de elevada eficiência, a realizar nos termos do número anterior, deve, nomeadamente:
Basear-se em dados científicos bem documentados e respeitar os critérios previstos no anexo IV da Diretiva n.º 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de fevereiro;
Identificar o potencial em matéria de procura de calor e frio úteis, adequados à cogeração de elevada eficiência, bem como a disponibilidade de combustíveis e de outras fontes de energia a utilizar em cogeração;
Incluir um estudo separado dos entraves que podem impedir a realização do potencial nacional de cogeração de elevada eficiência;
Ter em conta, especialmente, os entraves em matéria de preços e custos de acesso aos combustíveis, os relacionados com a RESP, os associados a procedimentos administrativos e os ligados à não internalização dos custos externos nos preços da energia.
3 - A avaliação a que se refere o n.º 1 é acompanhada de uma análise de custo-benefício que abranja a totalidade do território, tendo em conta as condições climáticas, a viabilidade económica e a adequação técnica, nos termos da parte 1 do anexo V, e permita identificar as soluções mais eficazes, em termos de recursos e de custos, para responder às necessidades de aquecimento e arrefecimento, devendo a tal análise estar integrada numa avaliação ambiental realizada ao abrigo da Diretiva n.º 2001/42/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 27 de junho de 2001, relativa à avaliação dos efeitos de determinados planos e programas no ambiente.
4 - Caso a avaliação e análise a que se referem os n.os 1 e 3 revelem potencialidades em matéria de aplicação de cogeração de elevada eficiência e de aquecimento e arrefecimento urbano eficientes cujos benefícios excedam os custos, o membro do Governo responsável pela área da energia promove a adoção de medidas adequadas para permitir o desenvolvimento de infraestruturas eficientes de aquecimento e arrefecimento urbano e ou da cogeração de elevada eficiência, bem como a utilização de um sistema de aquecimento e arrefecimento provenientes da produção de calor residual e de fontes de energia renováveis.
5 - Caso a avaliação e análise a que se referem os n.os 1 e 3 não revelem potencialidades cujos benefícios excedam os custos, incluindo os custos administrativos de realização da análise de custo-benefício, o membro do Governo responsável pela área da energia promove a adoção de medidas que podem consistir na isenção da análise custo-benefício para novas instalações industriais ou redes de aquecimento ou arrefecimento.
6 - O relatório da avaliação mencionada no n.º 1 é comunicado à Comissão Europeia até 31 de dezembro de 2015.
Artigo 27.º — Relatórios e estatísticas da cogeração
1 - Cabe à DGEG assegurar o cumprimento, em tempo, das obrigações em matéria de elaboração, divulgação e transmissão de relatórios e informação estatística previstas, designadamente, no artigo 10.º da Diretiva n.º 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de fevereiro, bem como no n.º 6 do artigo 24.º da Diretiva n.º 2012/27/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012.
2 - A EEGO deve fornecer à DGEG, por meios eletrónicos, os dados informativos e relatórios necessários ao cumprimento do disposto no número anterior, ou decorrentes das obrigações legais que lhe estão cometidas.
3 - A EEGO elabora até 30 de abril de cada ano um relatório anual sobre a atividade desenvolvida no ano precedente, que deve incluir os resultados apurados com as auditorias realizadas e ser remetido à DGEG, por meios eletrónicos, bem como divulgado no seu sítio da Internet.
Artigo 28.º — Obrigações de informação dos cogeradores
1 - O cogerador está obrigado a fornecer à EEGO, até ao final de cada mês e por meios eletrónicos, os dados informativos sobre os quantitativos da energia térmica e elétrica e, se for caso disso, mecânica produzidos, os quantitativos da energia elétrica adquirida e vendida ao CUR e os quantitativos da energia elétrica adquirida e vendida a terceiros, referentes ao penúltimo mês anterior, em conformidade com formulário a disponibilizar no respetivo sítio da Internet, e, logo que possível, no Portal do Cidadão e no Portal da Empresa.
2 - O cogerador deve, ainda, enviar à DGEG, até ao final do mês de março de cada ano, por meios eletrónicos, a seguinte informação relativa ao ano anterior:
A energia térmica e a energia elétrica e ou mecânica produzidas, excluindo os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética;
A energia térmica útil consumida a partir da energia térmica produzida, excluindo os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética;
Os combustíveis utilizados e respetivas quantidades, avaliados a partir do poder calorífico inferior;
O equivalente energético dos recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos consumidos;
Os quantitativos da energia elétrica adquirida e vendida ao CUR;
Os quantitativos da energia adquirida e vendida a terceiros;
A identificação das entidades a quem foi fornecida a energia elétrica;
As potências instaladas em cogeração;
O número de horas de funcionamento do equipamento em cogeração.
3 - O cogerador está igualmente obrigado:
A facultar à EEGO todas as informações e os documentos necessários à emissão e verificação das garantias e certificados de origem;
A facilitar o acesso às instalações de produção para o bom desempenho das funções inerentes à emissão e verificação das garantias e certificados de origem;
A permitir a realização, prestando a colaboração necessária, de ações de auditoria e monitorização das instalações de cogeração e dos equipamentos de produção e medição de energia, bem como do combustível utilizado e da respetiva fração renovável.
Capítulo VI — Fiscalização e auditorias
Artigo 29.º — Fiscalização técnica
1 - Compete à DGEG a fiscalização técnica relativa ao exercício da atividade de cogeração prevista no presente decreto-lei.
2 - No âmbito das suas competências de fiscalização, a DGEG pode realizar auditorias e inspeções.
3 - Para efeitos do disposto no presente artigo, o cogerador está obrigado:
A permitir e facilitar o livre acesso do pessoal técnico às instalações e suas dependências, bem como aos aparelhos e instrumentos de medição;
A prestar ao pessoal técnico todas as informações e auxílio de que careçam para o desempenho das suas funções de fiscalização.
4 - O disposto no presente artigo é aplicável às unidades utilizadoras da eletricidade ou da energia térmica proveniente de uma cogeração e a ela diretamente ligadas, sempre que esta seja objeto de auditoria ou inspeção.
Artigo 30.º — Auditorias
1 - As auditorias previstas no presente decreto-lei são efetuadas por auditores devidamente habilitados e reconhecidos nos termos previstos na lei.
2 - Os auditores envolvidos em auditorias previstas no presente decreto-lei devem agir com isenção, objetividade e competência, devendo ser totalmente independentes quer das empresas auditadas quer de empresas que mantenham com estas uma relação de domínio ou grupo, de modo a assegurar a transparência do processo e a prossecução dos objetivos prosseguidos.
3 - O estatuto dos auditores de instalações de cogeração consta de lei.
4 - A DGEG divulga no seu sítio da Internet a lista dos auditores reconhecidos.
Capítulo VII — Contraordenações e sanções acessórias
Artigo 31.º — Contraordenações
1 - Constitui contraordenação punível com coima:
De (euro) 150 a (euro) 1500, a infração do disposto no n.º 1 do artigo 19.º;
De (euro) 350 a (euro) 4000, a não prestação das informações previstas no n.º 4 do artigo 24.º e nos n.os 1 e 2 do artigo 28.º;
De (euro) 500 a (euro) 10 000, a infração do disposto nas alíneas a) a d) do n.º 1 do artigo 18.º, no n.º 4 do artigo 19.º-A, nos n.os 1 e 2 do artigo 19.º-B e nas alíneas b) e c) do n.º 3 do artigo 28.º;
De (euro) 4000 a (euro) 44 800, o exercício da atividade de cogeração sem o respetivo título e a infração do disposto no n.º 2 do artigo 18.º-A.
2 - No caso de as contraordenações referidas no número anterior serem praticadas por pessoa singular, o limite mínimo das coimas é de (euro) 100 e, para os casos previstos nas alíneas a), b), c) e d) do mesmo número, o máximo a aplicar é de (euro) 800, (euro) 2000, (euro) 2800 e (euro) 3700, respetivamente.
3 - A negligência é punível, sendo os limites mínimos e máximos das coimas reduzidos para metade.
4 - Com respeito às infrações do disposto nas alíneas a) a d) do n.º 1 do artigo 18.º e das alíneas b) e c) do n.º 3 do artigo 28.º, a tentativa é punível, com a coima aplicável à contraordenação consumada, especialmente atenuada.
5 - Os processos de contraordenação previstos no presente decreto-lei são instruídos pela DGEG, cabendo ao diretor-geral da DGEG a aplicação das coimas e sanções acessórias.
6 - O produto resultante da aplicação das coimas reverte em 60 % para o Estado e em 40 % para a entidade licenciadora.
Artigo 32.º — Sanções acessórias
1 - Em função da gravidade da infração e da culpa do agente, podem ser aplicadas, conjuntamente com a coima, as seguintes sanções acessórias:
A interdição do exercício da atividade de produção em cogeração;
A privação do direito a subsídio ou benefício outorgado por entidades ou serviços públicos;
O encerramento de estabelecimento de cogeração;
A suspensão da licença de produção em cogeração.
2 - As sanções referidas no número anterior têm a duração máxima de dois anos, contados a partir da decisão condenatória definitiva.
3 - A entidade competente para a aplicação da coima pode determinar que seja dada publicidade à punição por contraordenação, em qualquer dos casos previstos no n.º 1 do artigo anterior.
Capítulo VIII — Disposições finais
Artigo 33.º — Regime remuneratório transitório
[Revogado].
Artigo 34.º — Opção pelo novo regime remuneratório
[Revogado].
Artigo 35.º — Operacionalidade da plataforma eletrónica de licenciamento
Até à completa operacionalidade da plataforma eletrónica prevista no artigo 13.º, a ocorrer no prazo máximo de 18 meses, todos os atos são apresentados em suporte de papel, sem prejuízo da utilização imediata, sempre que possível, de meios eletrónicos de transmissão de elementos e a apresentação de dados armazenados em dispositivos multimédia, nos termos a estabelecer em despacho do diretor-geral da DGEG.
Artigo 36.º — Início de funções da EEGO
A EEGO inicia funções no prazo máximo de 30 dias após a entrada em vigor do presente decreto-lei.
Artigo 37.º — Taxas
1 - Pelos atos previstos no presente decreto-lei relativos ao procedimento de controlo prévio são devidas taxas nos termos previstos em portaria aprovada pelos membros do Governo responsáveis pelas áreas das finanças e da energia.
2 - Os valores das taxas, sua incidência, liquidação, cobrança e modo de pagamento são definidos na portaria mencionada no número anterior.
3 - As taxas referidas nos números anteriores constituem receita própria da DGEG e são liquidadas e cobradas por esta, preferencialmente através da Plataforma de Pagamentos da Administração Pública, nos termos do artigo 30.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.
4 - As taxas são pagas no prazo de 10 dias após notificação para pagamento, sempre que não esteja prevista a autoliquidação.
5 - A cobrança coerciva da dívida proveniente da falta de pagamento da taxa segue as regras do processo de execução fiscal, servindo de título executivo a certidão passada pela DGEG.
Artigo 38.º — Aplicação às Regiões Autónomas
1 - O presente decreto-lei aplica-se às Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira, sem prejuízo de as competências cometidas a serviços ou organismos do Estado serem exercidas pelos respetivos serviços e organismos das administrações regionais com idênticas atribuições e competências.
2 - Os serviços e organismos das respetivas administrações regionais devem remeter à DGEG os elementos necessários, nomeadamente para cumprimento das obrigações de informação previstas no âmbito da União Europeia, nos termos dos artigos 26.º e 27.º
3 - As funções de fiscalização previstas no presente decreto-lei são exercidas pelos órgãos próprios da administração pública regional.
4 - O produto das coimas resultantes da aplicação das contraordenações nas Regiões Autónomas previstas no presente decreto-lei constitui receita própria das mesmas.
Artigo 39.º — Alteração ao Decreto-Lei n.º 136/94, de 20 de maio
O artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 136/94, de 20 de maio, alterado pelo Decreto-Lei n.º 139/95, de 14 de junho, passa a ter a seguinte redação:
«Artigo 2.º
1 - [...]:
[...]
[...]
[...]
[...]
[...]
[...]
[...]
[...]
[...]
As unidades de cogeração tal como definidas na Diretiva n.º 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de fevereiro, relativa à promoção da cogeração com base na procura do calor útil no mercado interno da energia.
2 - [...].»
Artigo 40.º — Norma revogatória
É revogado o Decreto-Lei n.º 538/99, de 13 de dezembro.
Anexo I — Tecnologias de cogeração abrangidas pelo presente decreto-lei
As tecnologias de cogeração abrangidas pelo presente decreto-lei são as seguintes:
Turbinas de gás em ciclo combinado com recuperação de calor;
Turbinas a vapor de contrapressão;
Turbinas de condensação com extração de vapor;
Turbinas de gás com recuperação de calor;
Motores de combustão interna;
Microturbinas;
Motores Stirling;
Células de combustível;
Motores a vapor;
Ciclos orgânicos de Rankine;
Qualquer outro tipo de tecnologia ou combinação de tecnologias que corresponda ao conceito de cogeração, definido no artigo 1.º, a estabelecer mediante despacho do diretor-geral de Energia e Geologia.
Anexo II — Cálculo da eletricidade produzida em cogeração
Os valores utilizados para o cálculo da eletricidade produzida em cogeração serão determinados com base no funcionamento esperado ou efetivo da unidade em condições normais de utilização.
No caso das unidades de microcogeração, o cálculo pode basear-se em valores certificados.
A eletricidade produzida em cogeração será considerada igual à produção de eletricidade anual total da unidade medida à saída dos geradores principais:
Nas unidades de cogeração dos tipos b), d), e), f), g) e h) referidas no anexo I do presente decreto-lei, do qual faz parte integrante, com uma eficiência anual global de pelo menos 75 %; e
ii) Nas unidades de cogeração dos tipos a) e c) referidas no anexo I, com uma eficiência anual global de pelo menos 80 %.
Nas unidades de cogeração com uma eficiência anual global inferior ao valor referido na subalínea i) da alínea a) [unidades de cogeração dos tipos b), d), e), f), g) e h) referidas no anexo I] ou com uma eficiência anual global inferior ao valor referido na subalínea ii) da alínea a) [unidades de cogeração dos tipos a) e c) referidas no anexo I], a cogeração é calculada de acordo com a seguinte fórmula:
ECHP = Hchp. C
Em que:
ECHP - é a quantidade de eletricidade produzida em cogeração;
C - é o rácio eletricidade/calor (entendido como o rácio entre a eletricidade produzida em cogeração e o calor útil produzido exclusivamente em modo de cogeração, utilizando dados operacionais da unidade em causa);
Hchp - é a quantidade de calor útil produzida em cogeração (calculada para o efeito como produção total de calor, deduzindo o calor que seja eventualmente produzido em caldeiras separadas ou por extração de vapor vivo do gerador de vapor antes da turbina).
O cálculo da eletricidade produzida em cogeração deve basear-se no rácio efetivo eletricidade/calor. Se o rácio efetivo eletricidade/calor de uma unidade de cogeração não for conhecido, podem ser utilizados, nomeadamente para fins estatísticos, os seguintes valores implícitos para as unidades de cogeração dos tipos a), b), c), d) e e) referidas no anexo I, desde que a eletricidade produzida em cogeração assim calculada seja igual ou inferior à produção total de eletricidade da unidade:
Tipo de unidade
Rácio implícito eletricidade/calor, C
Turbinas de gás em ciclo combinado com recuperação de calor - 0,95
Turbinas a vapor de contrapressão - 0,45
Turbinas de condensação com extração de vapor - 0,45
Turbinas de gás com recuperação de calor - 0,55
Motores de combustão interna - 0,75
Por despacho do diretor-geral de Energia e Geologia, a publicar no respetivo sítio da Internet, e subsequente notificação à Comissão Europeia, podem ser aprovados valores implícitos para os rácios eletricidade/calor das unidades dos tipos f), g), h), i), j) e k) referidas no anexo I.
Se uma parte do conteúdo energético do combustível utilizado no processo de cogeração for recuperada em produtos químicos e reciclada, essa parte é subtraída do consumo de combustível antes do cálculo da eficiência global utilizado nas alíneas a) e b).
Por despacho do diretor-geral de Energia e Geologia, pode ser determinado que o rácio eletricidade/calor é o rácio entre a eletricidade e o calor útil em modo de cogeração a baixa capacidade, calculado a partir dos dados operacionais da unidade específica.
Por despacho do diretor-geral de Energia e Geologia, pode ser aplicada uma periodicidade diferente da anual para efeitos dos cálculos a efetuar nos termos das alíneas a) e b).
Anexo III — Cálculo da poupança de energia primária
[a que se referem as alíneas e) e o) do artigo 2.º-A, a alínea d) do n.º 2 do artigo 14.º e a alínea b) do n.º 3 e a alínea f), ambas do n.º 5 do artigo 21.º]
1 - Para efeitos do presente decreto-lei, a poupança de energia primária (PEP) da atividade da cogeração relativamente à produção separada de calor e de eletricidade é medida de acordo com a seguinte fórmula:
2 - Na fórmula do número anterior:
CHP H(eta) é a eficiência térmica do processo, definida como a produção anual de calor útil dividida pelo combustível utilizado na produção total de calor e de eletricidade;
Ref H(eta) é o valor de referência da eficiência para a produção separada de calor;
CHP E(eta) é a eficiência elétrica, definida como a produção total anual de eletricidade dividida pelo combustível utilizado na produção total de calor útil e de eletricidade num processo de cogeração. Quando uma unidade de cogeração gerar energia mecânica, a quantidade anual de energia elétrica proveniente da cogeração poderá ser acrescida de um elemento suplementar que represente a quantidade de energia elétrica que é equivalente à da energia mecânica. Este elemento não criará um direito de solicitar garantias de origem nos termos do artigo 21.º;
Ref E(eta) é o valor de referência da eficiência para a produção separada de eletricidade.
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
[a que se refere a alínea c) do n.º 2 do artigo 14.º]
1 - O projeto deve compreender:
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;
Desenhos:
Planta geral de localização da instalação referenciada por coordenadas e em escala não inferior a 1:25 000, de acordo com a respetiva norma, indicando a localização das obras principais, tais como centrais geradoras, subestações, postos de corte, postos de transformação, e referenciadas as vias públicas rodoviárias e ferroviárias, cursos de água, construções urbanas e linhas já existentes;
Plantas, alçados e cortes, em escala conveniente, escolhida de acordo com a EN-ISO 5455, dos locais da instalação, com a disposição do equipamento elétrico e mecânico, em número e com o pormenor suficiente para poder verificar-se a observância das disposições regulamentares de segurança;
Esquemas elétricos gerais das instalações projetadas, com a indicação de todas as máquinas e de todos os aparelhos de medida e proteção e comando, usando os sinais gráficos normalizados.
Todas as peças escritas e desenhadas que constituírem o projeto devem ter dimensões normalizadas, ser elaboradas de acordo com as normas em vigor e as regras da técnica e ser numeradas ou identificadas por letras e algarismos.
2 - O projeto deve ainda ser acompanhado dos seguintes elementos:
Comprovativo de se achar constituído no requerente o direito de utilização dos terrenos necessários à implantação da instalação e dos seus acessórios;
Descrição sobre a localização precisa da instalação, indicando-se se ela está integrada em área protegida (Reserva Ecológica Nacional, Reserva Agrícola Nacional, reserva ou parque natural, Rede Natura, etc.), acompanhada de implantação sobre extrato das cartas de ordenamento e condicionantes do PDM.
Anexo V — Avaliação custo-benefício
(a que se referem os artigos 10.º, 14.º e 26.º)
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 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.
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:
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 — 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:
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;
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.
Artigo 16.º-A — Submedição e repartição dos custos de aquecimento, arrefecimento e água quente para uso doméstico
1 - Nos edifícios de habitação, nos edifícios mistos e nos edifícios de comércio e serviços, com uma fonte de aquecimento central ou de arrefecimento central ou alimentados por um sistema de aquecimento ou arrefecimento urbano devem ser instalados contadores individuais para medir o consumo de aquecimento, de arrefecimento ou de água quente para uso doméstico de cada fração de edifício, se tal for tecnicamente e economicamente viável, tendo em consideração as economias reais de energia.
2 - Se a utilização de contadores individuais não for técnica ou economicamente viável para medir o consumo de calor, devem, pela ordem seguinte, ser utilizados, na medida em que sejam tecnicamente e economicamente viáveis:
Contadores individuais para medir o consumo de calor em cada aquecedor;
Métodos alternativos de medição do consumo de calor, tais como estimativas ou indicadores de consumo em relação ao consumo global de energia.
3 - Sem prejuízo do disposto no n.º 1, nos edifícios de habitação novos e nas partes residenciais dos edifícios mistos novos que estejam equipados com uma fonte de aquecimento central para a água quente para uso doméstico ou alimentados por sistemas urbanos de aquecimento, são instalados contadores individuais para a água quente para uso doméstico.
4 - Nos edifícios de habitação, nos edifícios mistos e nos edifícios de comércio e serviços, que sejam alimentados por uma rede de aquecimento e arrefecimento urbano, ou sejam alimentados principalmente por sistemas próprios comuns de aquecimento ou arrefecimento, devem ser cumpridas as regras nacionais de transparência em matéria de repartição dos custos do consumo de aquecimento, arrefecimento ou água quente para uso doméstico nesses edifícios, a fim de assegurar a exatidão da contagem do consumo individual.
5 - As regras mencionadas no número anterior devem, sempre que possível, incluir orientações quanto à repartição dos custos da energia utilizada do seguinte modo:
Água quente para uso doméstico;
Calor irradiado pela instalação do edifício para efeitos de aquecimento das zonas comuns, tais como escadas, e os corredores equipados com aquecedores;
Aquecimento ou arrefecimento das frações autónomas.
Artigo 16.º-B — Requisito relativo à leitura remota
1 - Para efeitos dos artigos 16.º e 16.º-A, os contadores e os contadores de energia térmica, instalados após 25 de outubro de 2020, devem assegurar a leitura à distância, se tal for técnica e economicamente viável.
2 - Os contadores e os contadores de energia térmica já instalados que não permitam a leitura remota devem ser equipados com essa capacidade ou substituídos por outros que assegurem leitura remota, até 1 de janeiro de 2027, exceto se se provar que essa modificação ou substituição não é técnica e economicamente viável.
Artigo 17.º-A — Informações sobre a faturação e o consumo de aquecimento, arrefecimento e água quente para uso doméstico
1 - No caso de contadores ou contadores de energia térmica já instalados, as informações sobre a faturação e o consumo devem ser fiáveis, exatas e baseadas no consumo real ou nas leituras dos contadores de energia térmica, nos termos dos n.os 1 e 2 do anexo ix, do qual faz parte integrante, para todos os utilizadores finais.
2 - Exceciona-se do número anterior a submedição do consumo com base nos contadores de energia térmica, nos termos do artigo 16.º-A, podendo essa obrigação ser cumprida através de um sistema de autoleitura periódica pelo consumidor final ou utilizador final, pelo qual estes comunicam as leituras do respetivo contador, ou no caso de o consumidor final ou utilizador final não ter comunicado a leitura do contador relativa a um dado intervalo de faturação, no consumo estimado ou numa taxa fixa.
3 - Deve ser assegurado que:
Caso existam, as informações sobre a faturação de energia e o histórico de consumo ou as leituras dos contadores de energia térmica dos utilizadores finais devam ser disponibilizadas, a pedido do utilizador final, a um prestador de serviços energéticos designado pelo utilizador final;
Seja dada aos consumidores finais a possibilidade de optar pela informação sobre faturação e pelas faturas em formato eletrónico;
Juntamente com a fatura, sejam fornecidas informações claras e completas a todos os utilizadores finais nos termos do anexo ix ao presente decreto-lei;
É promovida a cibersegurança, a privacidade e a proteção dos dados dos utilizadores finais, nos termos da legislação aplicável;
O consumidor final pode solicitar informações sobre a faturação sem que seja considerado um pedido de pagamento;
O consumidor final pode solicitar propostas de modalidades flexíveis de pagamento efetivo.
4 - O fornecedor de aquecimento, arrefecimento e água quente para uso doméstico é responsável pela prestação das informações referidas nos n.os 1 e 2 aos utilizadores finais que não tenham contrato direto ou individual com um fornecedor de energia.
Artigo 18.º-A — Custo do acesso às informações sobre contagem, faturação e consumo de aquecimento, arrefecimento e água quente para uso doméstico
1 - Os consumidores finais devem receber gratuitamente todas as faturas e informações sobre faturação relativamente ao respetivo consumo de energia, e ter acesso adequado e gratuito aos dados referentes ao seu consumo.
2 - Sem prejuízo do disposto no número anterior, a repartição dos custos respeitantes às informações sobre o consumo individual de aquecimento e arrefecimento nos edifícios de habitação, nos edifícios mistos e nos edifícios de comércio e serviços, previsto no n.º 5 do artigo 16.º-A, é feita numa base não lucrativa.
3 - Os custos resultantes da atribuição a terceiro das tarefas de medição, repartição e contagem de consumo individual, na situação prevista no número anterior, podem ser faturados aos consumidores finais na medida em que sejam razoáveis, exceto quando esteja em causa o consumo de energia elétrica e de gás natural.
4 - A prestação de serviços de submedição conforme referida no n.º 2 pode ser sujeita a concursos ou dispositivos e sistemas interoperáveis que facilitem a mudança para outros prestadores de serviços.
Visto e aprovado em Conselho de Ministros de 19 de março de 2015. - Pedro Passos Coelho - Maria Luís Casanova Morgado Dias de Albuquerque - Rui Manuel Parente Chancerelle de Machete - António de Magalhães Pires de Lima - Jorge Manuel Lopes Moreira da Silva.
Promulgado em 27 de abril de 2015.
Publique-se.
O Presidente da República, Aníbal Cavaco Silva.
Referendado em 29 de abril de 2015.
O Primeiro-Ministro, Pedro Passos Coelho.
Anexo IX — (a que se refere o artigo 17.º-A)
Requisitos mínimos em matéria de faturação e informações sobre consumo de aquecimento, arrefecimento e água quente para uso doméstico
1 - Faturação com base no consumo efetivo ou nas leituras do contador de energia térmica
A fim de permitir que os consumidores finais regulem o seu próprio consumo de energia, a faturação deve ser estabelecida com base no consumo efetivo ou nas leituras do contador de energia térmica, pelo menos uma vez por ano.
2 - Frequência mínima das informações sobre a faturação ou o consumo
A partir de 25 de outubro de 2020, sempre que tenham sido instalados contadores ou contadores de energia térmica de leitura remota, devem ser facultadas aos consumidores finais informações sobre a faturação e o consumo com base no consumo efetivo ou nas leituras dos contadores de energia térmica pelo menos trimestralmente, mediante pedido ou sempre que os consumidores finais tenham optado receber faturação eletrónica, ou duas vezes por ano.
A partir de 1 de janeiro de 2022, sempre que tenham sido instalados contadores ou contadores de energia térmica de leitura remota, devem ser facultadas a todos os utilizadores finais informações sobre a faturação ou o consumo com base no consumo efetivo ou nas leituras dos contadores de energia térmica pelo menos mensalmente.
Estas informações podem ser igualmente disponibilizadas através da Internet e ser atualizadas com a maior frequência possível em função dos dispositivos e sistemas de medição utilizados, podendo esta condição não se aplicar ao aquecimento e ao arrefecimento fora das estações quentes ou frias.
3 - Informações mínimas contidas na fatura
Devem ser facultadas aos consumidores finais, de forma clara e compreensível, nas suas faturas, contratos, transações e recibos emitidos nas estações de distribuição, ou nos documentos que os acompanham sempre que estes se baseiem no consumo efetivo ou nas leituras dos contadores de energia térmica, as seguintes informações:
Os preços reais praticados e o consumo efetivo de energia ou o preço total do aquecimento e das leituras dos contadores de energia térmica;
A indicação da combinação de combustíveis utilizada e as emissões anuais de gases com efeito de estufa associadas, incluindo para os utilizadores finais abastecidos por sistemas urbanos de aquecimento ou arrefecimento, bem como uma descrição dos diferentes impostos, taxas e tarifas aplicados, sendo que as informações sobre as emissões de gases com efeito de estufa apenas é obrigatória para a alimentação por sistemas urbanos de aquecimento com uma potência térmica nominal total superior a 20 MW;
Comparação do consumo atual de energia do consumidor final com o consumo no mesmo período do ano anterior, de preferência sob a forma de gráfico, corrigida das variações climáticas relativamente ao aquecimento e arrefecimento;
Os contactos de associações de defesa dos consumidores, da ADENE - Agência para a Energia, da Direção-Geral de Energia e Geologia, da Entidade Reguladora do Setor Energético e da Direção-Geral do Consumidor, incluindo os endereços de Internet, junto das 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;
Os procedimentos de reclamação pertinentes, serviços de provedoria ou mecanismos alternativos de resolução de litígios;
Comparações com um consumidor final médio, normalizado ou aferido, da mesma categoria de utilizadores. No caso da faturação eletrónica, tais comparações também podem ser disponibilizadas em formato digital e ser visivelmente assinaladas nas faturas.
As faturas que não se basearem no consumo efetivo ou nas leituras do contador de energia térmica devem conter uma explicação clara e inteligível sobre a forma como foi calculada a quantidade nelas indicada e, pelo menos, as informações referidas nas alíneas d) e e).
Anexo III-A — (a que se refere o n.º 5 do artigo 5.º)
1 - Podem ser utilizados os seguintes métodos para o cálculo das economias de energia não decorrentes de medidas fiscais:
Economias estimadas, em cujo âmbito os resultados de anteriores melhorias no plano energético, acompanhadas de forma independente em instalações similares, devem ser tomados como referência, mediante uma abordagem ex ante;
Economias por via de contagem, em cujo âmbito as economias apuradas, decorrentes da adoção de uma medida, ou de um pacote de medidas, são determinadas com base no registo da redução real do consumo de energia tendo em conta fatores como a adicionalidade, a ocupação, os níveis de produção e a meteorologia que podem afetar o consumo, mediante uma abordagem ex post;
Economias de escala, em cujo âmbito são utilizadas estimativas técnicas das economias perante a comprovada dificuldade ou excessiva onerosidade na obtenção de dados inequívocos sobre determinada instalação, ou nos casos em que as referidas estimativas são efetuadas com base em metodologias e parâmetros estabelecidos a nível nacional por peritos qualificados ou acreditados que sejam independentes das partes intervenientes;
Economias controladas, em cujo âmbito se determina a resposta dos consumidores às ações de aconselhamento, campanhas de informação, sistemas de rotulagem ou certificação ou sistemas de contadores inteligentes, no caso de economias resultantes de alterações no comportamento dos consumidores.
2 - Aplicam-se os seguintes princípios para a determinação das economias de energia obtidas com medidas de eficiência energética:
Avaliação ex post da evolução dos índices de utilização e procura da energia no contexto da adoção de uma medida de eficiência energética, por via da consideração das tendências do consumo de energia, mudanças no comportamento dos consumidores, progresso tecnológico e alterações causadas por outras medidas aplicadas, a nível nacional e europeu;
Apenas podem ser consideradas as economias que excedam:
As normas de desempenho em matéria de emissões dos automóveis novos de passageiros e dos veículos comerciais ligeiros novos, constante do Regulamento (UE) 2019/631 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 17 de abril de 2019, na sua redação atual, que estabelece normas de desempenho em matéria de emissões de CO(índice 2) dos automóveis novos de passageiros e dos veículos comerciais ligeiros novos;
ii) Os requisitos impostos pela União Europeia em matéria de retirada de certos produtos energéticos do mercado na sequência da aplicação das medidas de execução previstas na Diretiva 2009/125/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 21 de outubro de 2009, na sua redação atual, relativa à criação de um quadro para definir os requisitos de conceção ecológica dos produtos relacionados com o consumo de energia;
As medidas políticas adotadas para a obtenção de economias de energia devem incentivar a melhoria dos níveis de eficiência energética dos produtos, equipamentos, sistemas de transporte, veículos e combustíveis, edifícios e respetivos elementos, processos ou mercados;
As economias de energia decorrentes de medidas destinadas a promover a instalação de tecnologias de energia renovável em pequena escala nos edifícios podem ser contabilizadas quando mensuráveis, mediante a sua verificação ou estimativa;
As economias de energia decorrentes de medidas políticas que incentivem a utilização de produtos e veículos mais eficientes podem ser contabilizadas quando:
A utilização do produto ou do veículo ocorra antes do termo da respetiva duração média prevista ou do momento da sua normal substituição; e
ii) A declaração das economias de energia só ocorra para o período que decorre até ao termo da duração média prevista do produto ou veículo a substituir;
Quando necessário, as economias de energia podem ser ajustadas a um valor-padrão ou depender em função das variações de temperatura existentes entre as zonas do país;
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