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DL n.º 15/2022, de 14 de Janeiro ORGANIZAÇÃO E FUNCIONAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL (SEN)(versão actualizada) |
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Contém as seguintes alterações: |
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- DL n.º 130/2026, de 29/06
- Lei n.º 29/2026, de 23/06
- DL n.º 69/2025, de 23/04
- Retificação n.º 6/2025, de 24/01
- DL n.º 99/2024, de 03/12
- Retificação n.º 33/2023, de 22/12
- DL n.º 104/2023, de 17/11
- DL n.º 11/2023, de 10/02
- Lei n.º 24-D/2022, de 30/12
- Retificação n.º 11-A/2022, de 14/03
| - 11ª versão - a mais recente (DL n.º 130/2026, de 29/06)
- 10ª versão (Lei n.º 29/2026, de 23/06)
- 9ª versão (DL n.º 69/2025, de 23/04)
- 8ª versão (Retificação n.º 6/2025, de 24/01)
- 7ª versão (DL n.º 99/2024, de 03/12)
- 6ª versão (Retificação n.º 33/2023, de 22/12)
- 5ª versão (DL n.º 104/2023, de 17/11)
- 4ª versão (DL n.º 11/2023, de 10/02)
- 3ª versão (Lei n.º 24-D/2022, de 30/12)
- 2ª versão (Retificação n.º 11-A/2022, de 14/03)
- 1ª versão (DL n.º 15/2022, de 14/01) | |
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| SUMÁRIO Estabelece a organização e o funcionamento do Sistema Elétrico Nacional, transpondo a Diretiva (UE) 2019/944 e a Diretiva (UE) 2018/2001 _____________________ |
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Decreto-Lei n.º 15/2022, de 14 de janeiro
Portugal assumiu, em 2016, na Conferência das Partes da Convenção Quadro das Nações Unidas para as Alterações Climáticas, o compromisso de alcançar a neutralidade carbónica até 2050.
Para concretização desse objetivo, foi aprovado, pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 107/2019, de 1 de julho, o Roteiro para a Neutralidade Carbónica 2050 (RNC 2050).
Por outro lado, e nos termos do Regulamento (UE) 2018/1999, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de dezembro de 2018, relativo à Governação da União da Energia e da Ação Climática, determinou-se que todos os Estados-Membros deveriam elaborar e apresentar à Comissão Europeia um plano nacional integrado de energia e clima para o horizonte 2021-2030.
Neste âmbito, e em articulação com os objetivos do RNC 2050, foi desenvolvido o Plano Nacional Energia e Clima 2030 (PNEC 2030), que constitui o principal instrumento de política energética e climática nacional para a próxima década rumo a um futuro neutro em carbono, e que foi aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 53/2020, de 10 de julho.
O PNEC 2030 estabelece metas, objetivos e respetivas políticas e medidas em matéria de redução de emissões de gases com efeito de estufa, incorporação de energias de fontes renováveis, eficiência energética, segurança energética, mercado interno e investigação, inovação e competitividade, bem como uma abordagem clara para o alcance dos referidos objetivos e metas.
Ainda no mesmo sentido, o Pacto Ecológico Europeu estabeleceu o roteiro para a redução de emissões em, pelo menos, 55 /prct. até 2030, o que induzirá uma profunda transformação, designadamente no modelo energético, que não deixará de aportar novas oportunidades para a inovação, investimento e emprego.
Neste enquadramento de profunda mudança, importa adaptar o regime jurídico do Sistema Elétrico Nacional (SEN) às necessidades e desafios colocados pelos referidos instrumentos estratégicos, que irão nortear a política energética do nosso País nos próximos anos.
Importa, igualmente, assegurar a transposição da Diretiva (UE) 2019/944 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, relativa a regras comuns para o mercado interno da eletricidade, e, parcialmente, a Diretiva (UE) 2018/2001 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de dezembro de 2018, relativa à promoção da utilização de energia de fontes renováveis.
É, pois, neste quadro que importa assegurar a mudança de paradigma do SEN, que tem, necessariamente, de evoluir de um sistema assente em produção centralizada, para um modelo descentralizado que enquadre no seu seio a produção local, as soluções de autoconsumo, a gestão ativa de redes inteligentes e que assegure a participação ativa dos consumidores nos mercados.
Assim, as alterações introduzidas pelo presente decreto-lei podem estruturar-se em cinco eixos fundamentais: (i) a atividade administrativa de controlo prévio das atividades do SEN; (ii) o planeamento das redes; (iii) a introdução de mecanismos concorrenciais para o exercício das atividades do SEN; (iv) a participação ativa dos consumidores, na produção e nos mercados; e (v) o enquadramento e densificação legislativa de novas realidades como o reequipamento, os híbridos ou a hibridização e o armazenamento.
No que se refere ao primeiro eixo, o presente decreto-lei pretende concentrar as matérias centrais da organização e funcionamento do SEN, até agora dispersas por vários diplomas legais, assim se garantindo uma melhor articulação dos regimes jurídicos e, bem assim, uma mais fácil apreensão dos mesmos pelos respetivos destinatários e aplicadores.
Pretende-se, igualmente, simplificar o funcionamento do SEN, eliminando a distinção entre produção em regime ordinário e produção em regime especial, com a inevitável eliminação de dois procedimentos distintos de licenciamento da atividade de produção de eletricidade.
Assim, estabelecem-se como formas de controlo prévio a comunicação prévia, o registo e a licença, que abrangem a totalidade das atividades de produção, autoconsumo e armazenamento, o que permite uma melhor articulação destes procedimentos, assegurando a redução dos custos administrativos para os interessados e para as entidades públicas competentes.
Ainda neste âmbito, importa destacar a compatibilização dos vários objetivos de política pública em presença, que impõem a consideração não só dos valores ambientais, mas também da maximização da utilização do território através do seu uso dual para atividade agrícola e de produção de eletricidade renovável ou através da diminuição da pressão sobre o território mediante a criação e regulação da figura do reequipamento e da expansão da produção de eletricidade de fonte ou localização oceânica.
Os objetivos sufragados pelo País em matéria de metas de energias renováveis não devem desconsiderar os impactos nos territórios e nas populações, razão pela qual se estabelece um mecanismo previsível, transparente e não discriminatório de cedências pelos produtores que visa concorrer para a satisfação das necessidades energéticas das autarquias e populações locais, disciplinando-se uma prática que tem sido aleatória, desregulada e raras vezes articulada com o propósito primordial dos respetivos projetos.
O segundo eixo centra-se na maximização de todo o potencial de capacidade de receção da rede elétrica de serviço público (RESP), em linha com o interesse público da proteção dos consumidores que suportam os seus custos e com a obrigação de preservar o território com a construção das linhas estritamente necessárias ao funcionamento do SEN, em condições de segurança do abastecimento e com qualidade de serviço.
A possibilidade de atribuição de reserva de capacidade de injeção na RESP com restrições vem, por um lado, eliminar a ociosidade do ativo RESP e, por outro lado, impor a necessidade de se evoluir de um modelo de planeamento e gestão das redes para um modelo inovador de gestão ativa, de forma dinâmica, adaptativa e flexível, que incorpora em si mesmo a realidade da produção híbrida, do armazenamento necessário à maior penetração das energias renováveis e do autoconsumo, individual e coletivo, transformando o tradicional consumidor num agente ativo do SEN e da transição energética.
Esta opção constitui uma aposta decisiva que permite, por um lado, dar resposta às necessidades de eletricidade de fonte renovável e, por outro lado, às necessidades de utilização racional e parcimoniosa do território enquanto recurso finito.
Neste contexto, importa destacar as repercussões desta opção ao nível dos planos de desenvolvimento e investimento das redes de transporte e de distribuição, que passam a ter de justificar, mediante uma análise de custo e benefício, a necessidade de construção de novas infraestruturas de rede face a outras alternativas viáveis, designadamente o recurso à contratação, em mercado, de flexibilidade de recursos distribuídos, como o armazenamento, resposta da procura e da produção de eletricidade, só possíveis através da adoção do referido modelo de planeamento e de gestão flexível.
O terceiro eixo, que representa uma evolução qualitativa de relevo, assenta na opção clara de fazer depender a atribuição de licenças no âmbito de várias atividades do SEN, exercidas em regime de exclusividade, de prévio procedimento concorrencial, prosseguindo-se o caminho já iniciado com os procedimentos concorrenciais para atribuição de títulos de reserva de capacidade de injeção na RESP.
Neste sentido, as atividades de comercializador de último recurso e de agregador de último recurso, bem como as de operador logístico de mudança de comercializador e de agregador e a de emissão de garantias de origem passam, agora, a ser exercidas mediante licença a atribuir de modo concorrencial e transparente.
No prisma da organização estrutural do SEN, cria-se um gestor integrado das redes de distribuição em alta tensão, média tensão e baixa tensão (BT), que exercerá a atividade em regime de concessão atribuída mediante prévio procedimento concorrencial.
A criação desta figura vem, à luz da futura atribuição das concessões municipais de distribuição em BT, garantir uma gestão técnica de todas as concessões das redes de distribuição, assegurando a eficácia e coerência de atuação, numa única entidade, assim se salvaguardando o abastecimento, que é a principal missão do SEN. Atendendo à complexidade técnica envolvida, ao tempo expectável necessário ao funcionamento em pleno das novas concessões e ao período de transição energética em curso, que recomenda uma implementação robusta do modelo, a coordenação da operação das redes de distribuição continuará a ser assegurada nos termos das atuais concessões, até ao início de funções desta nova entidade.
O presente decreto-lei prevê, ainda, a eliminação dos regimes de remuneração garantida por oposição ao regime de remuneração geral, optando-se por estabelecer um único regime remuneratório assente no preço livremente determinado em mercado.
Sem embargo dessa opção, consagra-se a possibilidade, ao abrigo do disposto nas diretivas da União Europeia, de atribuir regimes de apoio à produção a partir de fontes de energia renováveis que permitam a recuperação do custo de oportunidade do investimento, mas sempre condicionados à realização de procedimentos concorrenciais.
O quarto eixo centra-se nos consumidores e no papel que podem passar a desempenhar no âmbito do SEN, atuando individualmente, coletivamente ou através de comunidades de energia, prevendo que podem passar de meros consumidores passivos para agentes ativos que produzem eletricidade para autoconsumo ou para venda de excedentes, armazenam e oferecem serviços de flexibilidade e agregam produção.
Para esse efeito, o presente decreto-lei impõe a instalação de contadores e redes inteligentes e assegura, através da criação da figura do agregador, a eliminação das barreiras à participação nos mercados de eletricidade.
No âmbito do autoconsumo, é, ainda, dispensada a intervenção do operador da RESP em algumas situações e consagrado um conceito objetivo de proximidade elétrica, e não apenas física, que confere maior amplitude e certeza jurídica à expansão da atividade de autoconsumo.
Consagra-se, definitivamente, a partilha dinâmica que permite, com eficiência, otimizar os fluxos de eletricidades entre os autoconsumidores que atuam coletivamente, incentivando o surgimento de novas áreas de prestação destes serviços inovadores.
Procede-se, ainda, ao reforço dos direitos de informação dos consumidores, designadamente através da concentração da informação essencial, que atualmente se encontra dispersa por várias entidades e diversos locais, no sítio na Internet da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, e ao reforço dos deveres de prestação de informação pelos comercializadores aos respetivos clientes.
Neste contexto, consagra-se a obrigação de disponibilização de contratos de fornecimento a preços dinâmicos, permitindo ajustar o perfil do consumo ao preço diferenciado entre períodos horários, promovendo o fornecimento de serviços de flexibilidade.
Por fim, é criado um novo regime para a apropriação ilícita de energia que, incluindo as práticas fraudulentas, constitui um fenómeno social grave, não só em virtude dos riscos que gera para a segurança e integridade física de pessoas e bens e segurança do sistema, mas também pela injustiça relativa que cria nas condições de acesso e utilização destes serviços públicos essenciais, gerando custos significativos na esfera dos demais intervenientes do SEN que, inevitavelmente, vão refletir-se sobre todos os consumidores.
O quinto e último eixo assenta na criação ou densificação do enquadramento jurídico de realidades inovadoras e, bem assim, do estabelecimento de um quadro jurídico adequado aos projetos-piloto de inovação e desenvolvimento através da criação de três zonas livres tecnológicas (ZLT).
O reequipamento, atualmente desprovido de regulamentação jurídica, representa para o SEN uma possibilidade única de aumento da produção de energia de fonte renovável e para o cumprimento das metas do PNEC 2030, sem implicações na ocupação do território e sem qualquer impacte acrescido no ambiente ou paisagem.
Por isso, pela mais-valia que representa e pela convergência de objetivos de várias políticas públicas, o presente decreto-lei determina que, até que as metas do PNEC 2030 sejam atingidas, a opção pelo reequipamento confere aos interessados um acréscimo de 20 /prct. da potência de injeção, remunerada a preço livremente estabelecido em mercado, e associa-lhe um procedimento de controlo prévio simples de mera alteração à licença de produção ou, em algumas situações, de comunicação prévia.
Para efeitos da produção de eletricidade a partir de fontes renováveis e maximização das infraestruturas da RESP, estabelece-se um enquadramento jurídico que facilita e promove a utilização do mesmo ponto de injeção na RESP, por diversas tecnologias com diferente fonte primária, permitindo-se a constituição de híbridos ab initio ou posteriormente, seguindo um procedimento de controlo prévio bastante simplificado de alteração da licença de produção, e regula-se o armazenamento autónomo de eletricidade, que contribui para a flexibilidade do sistema e para a maior integração da produção renovável através do seu aproveitamento total.
Neste âmbito, uma das ZLT criadas é destinada a projetos-piloto de investigação e desenvolvimento de eletricidade de fonte ou localização oceânica, dotando o País das condições adequadas ao desenvolvimento de clusters de inovação que contribuam para o pretendido objetivo de desenvolvimento das atividades de produção de eletricidade offshore.
A segunda ZLT criada incide sobre a área da central termoelétrica do Pego, a descomissionar, e beneficiará de uma reserva de capacidade de injeção na RESP a afetar aos projetos-piloto que ali se pretendam instalar, para efetuar, em ambiente real, os respetivos trabalhos de investigação.
Por fim, e tendo em vista a conciliação de duas atividades no mesmo território de modo a criar sinergias positivas para ambas, a terceira ZLT criada abrange o Perímetro de Rega do Mira, tendo em vista a investigação e desenvolvimento de tecnologias que, ao permitirem esta dupla ocupação do solo, possam, ainda, trazer benefícios para as culturas, designadamente através da utilização dos painéis solares como um instrumento de proteção contra as alterações climáticas.
Foram ouvidos os órgãos de governo próprio das Regiões Autónomas, a Associação Nacional de Municípios Portugueses, a Autoridade de Supervisão de Seguros e Fundos de Pensões, a Comissão do Mercado de Valores Mobiliários e a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos.
Foi promovida a audição do Conselho Nacional do Consumo.
Assim:
Nos termos da alínea a) do n.º 1 do artigo 198.º da Constituição, o Governo decreta o seguinte:
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CAPÍTULO I
Disposições gerais
| Artigo 1.º
Objeto |
1 - O presente decreto-lei estabelece a organização e o funcionamento do Sistema Elétrico Nacional (SEN).
2 - O presente decreto-lei procede à transposição da Diretiva (UE) 2019/944 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, relativa a regras comuns para o mercado interno da eletricidade e que altera a Diretiva 2012/27/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012.
3 - O presente decreto-lei procede, ainda, à transposição parcial da Diretiva (UE) 2018/2001 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de dezembro de 2018, relativa à promoção da utilização de energia de fontes renováveis. |
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Artigo 2.º
Âmbito de aplicação |
1 - O presente decreto-lei aplica-se às atividades de produção, armazenamento, autoconsumo, transporte, distribuição, agregação e comercialização de eletricidade, bem como à operação logística de mudança de comercializador e agregador, à organização dos respetivos mercados, à atividade de emissão de garantias de origem, à atividade de gestão de garantias do SEN, aos procedimentos aplicáveis ao acesso àquelas atividades e à proteção dos consumidores.
2 - O disposto no presente decreto-lei não é aplicável:
a) À produção de eletricidade em cogeração, regulada pelo Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de março, na sua redação atual;
b) À produção de eletricidade a partir da energia das ondas na zona-piloto, regulada pelos Decretos-Leis n.os Decreto-Lei n.º 5/2008, de 8 de janeiro, e Decreto-Lei n.º 238/2008, de 15 de dezembro, ambos na sua redação atual;
c) À organização, acesso e exercício das atividades relativas à mobilidade elétrica, regulados pelo Decreto-Lei n.º 39/2010, de 26 de abril, na sua redação atual;
d) À produção de eletricidade a partir de energia nuclear. |
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Para os efeitos do presente decreto-lei, entende-se por:
a) «Agente de mercado» qualquer entidade que pretenda transacionar energia elétrica através de contratação bilateral bem como participar nos mercados de eletricidade;
b) «Alta tensão» ou «AT» a tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV;
c) «Alteração substancial» a alteração ao centro eletroprodutor, unidade de produção para autoconsumo (UPAC) ou instalação de armazenamento que envolve a alteração das seguintes características principais da instalação: a tecnologia de produção, do combustível ou fonte de energia primária utilizada, e no caso de centros eletroprodutores termoelétricos ou hidroelétricos o número de grupos geradores, bem como das respetivas caldeiras, turbinas e geradores;
d) «Armazenamento de energia» a transferência da utilização final de eletricidade para um momento posterior ao da sua produção através da sua conversão numa outra forma de energia, designadamente química, potencial ou cinética;
e) «Autoconsumo» o consumo assegurado por energia elétrica produzida por uma ou mais UPAC e realizado por um ou mais autoconsumidores de energia renovável;
f) «Autoconsumidor» um consumidor final que produz energia renovável para consumo próprio, nas suas instalações situadas no território nacional, e que pode armazenar, participar em regimes de flexibilidade ou de eficiência energética ou vender eletricidade com origem renovável de produção própria ou partilhada com outras instalações, desde que, para os autoconsumidores de energia renovável não domésticos, essas atividades não constituam a sua principal atividade comercial ou profissional, podendo exercer esta atividade em autoconsumo individual (ACI) ou em autoconsumo coletivo (ACC), quando o autoconsumo for circunscrito ao consumo numa instalação elétrica de utilização (IU), ou em duas ou mais IU, estando, em ambos os casos, a ou as UPAC instaladas nessa(s) IU ou na sua proximidade e com ligações entre si através da RESP, e/ou de uma rede interna e/ou por linha direta, sem prejuízo de o direito de propriedade sobre a UPAC ser titulado por terceiro(s);
g) «Baixa tensão» ou «BT» a tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV;
h) «Baixa tensão especial» ou «BTE» os fornecimentos ou entregas em BT com a potência contratada superior a 41,4 kVA;
i) «Baixa tensão normal» ou «BTN» os fornecimentos ou entregas em BT com a potência contratada inferior ou igual a 41,4 kVA;
j) «Balanço» todas as ações e processos, em todos os prazos, através dos quais o gestor global do SEN e os operadores dos sistemas interligados asseguram, de forma duradoura, a manutenção da frequência da rede dentro de um determinado intervalo de estabilidade e o cumprimento do volume de reservas necessário para respeitar os padrões de qualidade exigidos;
k) «Biomassa» a fração biodegradável de produtos, resíduos e detritos de origem biológica provenientes da agricultura, incluindo substâncias de origem vegetal e animal, da silvicultura e de indústrias afins, como a pesca e a aquicultura, bem como a fração biodegradável de resíduos, incluindo resíduos industriais e urbanos de origem biológica;
l) «Capacidade com restrições» ou «acesso com restrições» o valor máximo, não garantido, da potência aparente em determinado ponto da RESP que é possível atribuir, mediante acordo com o operador de rede, a centros eletroprodutores, UPAC, instalações de consumo ou instalações de armazenamento, podendo ser reduzido por iniciativa do operador de rede, por atuação na injeção ou no consumo, para garantir a segurança da operação da rede elétrica a que se liga, da RESP ou do SEN;
m) «Capacidade firme» o valor máximo da potência aparente em determinado ponto da RESP que é possível atribuir a centros eletroprodutores, UPAC ou instalações de armazenamento, que o operador garante poder ser injetado ao longo de todo o ano;
n) «Capacidade de receção» o valor máximo da potência aparente que pode ser recebida em determinado ponto da RESP, calculado com uma determinada probabilidade teórica de risco, para um determinado horizonte temporal e configuração física da RESP, tendo em conta os critérios de segurança de operação e o planeamento da RESP;
o) «Comercialização entre pares» a venda de energia renovável entre participantes no mercado mediante um contrato com condições predeterminadas que regem a execução e liquidação automatizadas da transação diretamente entre os participantes no mercado ou indiretamente por intermédio de um terceiro participante no mercado, e cuja produção de efeitos registo não prejudica os direitos e obrigações das partes envolvidas na qualidade de consumidores finais, autoconsumidores individuais ou coletivos, produtores ou agregadores independentes;
p) «Componentes de rede completamente integrados» os componentes de rede que estão integrados na rede de transporte ou de distribuição, incluindo instalações de armazenamento, e que são utilizados exclusivamente para assegurar a segurança e a fiabilidade do funcionamento da rede de transporte ou de distribuição e não para balanço ou para a gestão de congestionamentos;
q) «Congestionamento» uma situação em que não é possível satisfazer todos os pedidos dos agentes de mercado para realizarem transações entre zonas de rede, uma vez que implicariam transportar fluxos físicos significativos através de elementos da rede incompatíveis com as condições e regras de operação da RESP em segurança, tanto no regime nominal quanto no regime contingencial;
r) «Contador inteligente» um dispositivo que integra um sistema eletrónico preparado para medir o consumo de eletricidade ou a eletricidade introduzida na rede e que pode transmitir e receber dados para efeitos de informação, monitorização, controlo e ação, recorrendo a uma forma de comunicação eletrónica;
s) «Contrato de aquisição de energia renovável», um contrato pelo qual uma pessoa singular ou coletiva se compromete a adquirir energia renovável diretamente a um produtor, o que inclui, nomeadamente, contratos de aquisição de eletricidade renovável ou contratos de aquisição de aquecimento e arrefecimento a partir de fontes renováveis; t) «Contrato de eletricidade a preços dinâmicos» um contrato de fornecimento de eletricidade entre um comercializador e um cliente final que reflete a variação de preços nos mercados organizados com intervalos, pelo menos, iguais à frequência de ajustamento do mercado;
u) «Contrato de fornecimento de energia elétrica» o contrato através do qual o comercializador se obriga a abastecer um cliente e este se obriga a pagar o respetivo preço, não incluindo contratos relativos a derivados de eletricidade;
v) «Controlo» o exercício de influência determinante sobre uma sociedade, através de direitos, contratos ou outros meios que, individual ou conjuntamente, conduzam diretamente:
i) À detenção de participações sociais representativas de mais de metade do capital social;
ii) À detenção de mais de metade dos direitos de voto; ou
iii) À possibilidade de designar mais de metade dos membros do órgão de administração ou do órgão de fiscalização;
w) «Derivado de eletricidade» um dos instrumentos financeiros especificados nos n.os 5, 6 ou 7 da secção C do anexo i da Diretiva 2014/65/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 15 de maio de 2014, relativa aos mercados de instrumentos financeiros, na sua redação atual, sempre que esteja relacionado com a eletricidade;
x) «Empresa horizontalmente integrada» uma empresa que exerce, pelo menos, uma das atividades do SEN e ainda uma atividade não diretamente ligada ao SEN;
y) «Empresa verticalmente integrada» uma empresa ou um grupo de empresas de eletricidade em que a mesma pessoa ou as mesmas pessoas têm direito, direta ou indiretamente, a exercer controlo e em que a empresa ou grupo de empresas exerce, pelo menos, uma das atividades de transporte ou distribuição e, pelo menos, uma das atividades de produção ou comercialização de eletricidade;
z) «Energia adicional» a energia ativa que resultar da utilização da potência adicional, excluindo-se a energia do sobre-equipamento, quando exista;
aa) «Energia armazenada» a energia elétrica acumulada em sistemas de armazenamento de energia, incluindo em veículos elétricos quando os mesmos sejam capazes de introduzir energia na rede, nomeadamente através dos pontos de carregamento bidirecionais associados à IU;
bb) «Energia de balanço» a energia utilizada pelo gestor global do SEN para efetuar o balanço entre a oferta e a procura de energia elétrica; cc) «Energia do sobre-equipamento» toda a energia ativa injetada na rede com origem, exclusivamente, nos novos equipamentos geradores do sobre-equipamento;
dd) «Energia excedente da produção para autoconsumo» a energia produzida por UPAC e não consumida nem armazenada;
ee) «Entidade inspetora» a entidade acreditada para efetuar as inspeções prévias à emissão dos certificados de exploração, as inspeções periódicas e as inspeções em sequência de alterações ao título de controlo prévio nos termos do presente decreto-lei;
ff) «Entidade instaladora» a entidade habilitada por alvará ou certificado emitido pelo Instituto dos Mercados Públicos, do Imobiliário e da Construção, I. P., nos termos previstos no regime jurídico aplicável ao exercício da atividade da construção, para a execução de instalações de produção de eletricidade ou o técnico responsável pela execução, a título individual, de instalações;
gg) «Entidade gestora do autoconsumo coletivo» ou «EGAC» a pessoa, singular ou coletiva, que pode ou não ser autoconsumidor, designada pelos autoconsumidores coletivos, para a prática de atos em sua representação; hh) «Energia de fontes renováveis» ou «energia renovável», a energia de fontes renováveis não fósseis, a saber, energia eólica, solar (térmica e fotovoltaica), geotérmica, energia osmótica, energia ambiente, das marés, das ondas e outras formas de energia oceânica, hidráulica, de biomassa, de gases dos aterros, de gases das instalações de tratamento de águas residuais e biogás;
ii) «Garantias de origem» um documento eletrónico que prova ao consumidor que uma dada quota ou quantidade de energia foi produzida a partir de fontes de energia renováveis;
jj) «Gestor global do SEN» a entidade que, nos termos do respetivo contrato de concessão, procede à coordenação sistémica das infraestruturas que constituem o SEN, de forma a assegurar o seu funcionamento integrado e harmonizado e a segurança e continuidade do abastecimento de eletricidade no curto, médio e longo prazo;
kk) «Gestor integrado das redes de distribuição» a pessoa, singular ou coletiva, que é titular de concessão ao abrigo da qual é autorizada a exercer a atividade de gestão técnica das redes de distribuição de eletricidade em alta tensão (AT), média tensão (MT) e baixa tensão (BT); ll) «Grau de eletrointensidade» o indicador obtido pelo quociente entre o consumo elétrico anual de um consumidor de eletricidade e o valor acrescentado bruto;
mm) «Grupo gerador» o conjunto constituído pela caldeira, turbina, gerador e transformador, no caso dos centros eletroprodutores termoelétricos, e o conjunto constituído pelo circuito hidráulico, turbina, gerador e transformador, no caso dos centros eletroprodutores hidroelétricos;
nn) «Hibridização» a adição a centro eletroprodutor ou UPAC, com licença de produção, registo prévio ou comunicação prévia, de novas unidades de produção que utilizem diversa fonte primária de energia renovável ou de novas unidades de armazenamento, sem alterar a capacidade de injeção do centro eletroprodutor ou UPAC preexistente;
oo) «Híbrido» o centro eletroprodutor ou UPAC que, no procedimento de controlo prévio, apresenta em simultâneo mais do que uma unidade de produção ou unidade de armazenamento que utilize diversas fontes primárias de energia renováveis;
pp) «Infraestruturas das redes inteligentes» os sistemas destinados à monitorização e controlo de dados e informação relativos aos ativos da RNT e RND e redes de distribuição em baixa tensão que favoreçam a gestão da infraestrutura do SEN, incluindo os contadores inteligentes;
qq) «Instalação de armazenamento», uma instalação onde a energia é armazenada, em cujo âmbito se inclui:
i) O armazenamento autónomo, quando a instalação tenha ligação direta à RESP e não esteja associada a centro eletroprodutor ou UPAC; ou
ii) O armazenamento colocalizado, quando uma instalação de armazenamento se encontre combinada com um centro eletroprodutor de fonte renovável ou UPAC, ligados no mesmo ponto de acesso à rede;
ss) «Ligação à rede» os elementos da rede que permitem que um determinado centro eletroprodutor, IU, UPAC ou instalação de armazenamento se ligue fisicamente às infraestruturas de transporte ou distribuição de eletricidade da RESP;
tt) «Linha direta» a linha elétrica de serviço particular que liga um local de produção isolado a um cliente isolado ou que liga um produtor de eletricidade e um cliente ou grupo de clientes ou que procede à ligação entre a UPAC e a(s) IU associada(s);
uu) «Média tensão» ou «MT» a tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior a 45 kV;
vv) «Mercados de eletricidade» os mercados de balcão e as bolsas de eletricidade, mercados de energia, de capacidade, de serviços de balanço e de serviços de sistema em todos os períodos de operação, incluindo os mercados a prazo, de dia seguinte e intradiários;
ww) «Muito alta tensão» ou «MAT» a tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV;
xx) «Operador da rede de distribuição» ou «ORD» o operador da rede que exerce a atividade de distribuição e é responsável pela construção, exploração e manutenção da rede de distribuição e, quando aplicável, pelas suas interligações, bem como por assegurar a garantia de capacidade da rede a longo prazo;
yy) «Operador da rede de distribuição fechada» a pessoa, singular ou coletiva, responsável pela exploração, pela interligação com a RESP e por assegurar a garantia da capacidade da rede de distribuição fechada;
zz) «Operador da rede de transporte» ou «ORT» o operador da rede que exerce a atividade de transporte e é responsável pela construção, exploração e manutenção da rede de transporte e, quando aplicável, pelas suas interligações, incluindo transfronteiriças, bem como por assegurar a garantia de capacidade da rede a longo prazo;
aaa) «Ponto de interligação» o ponto da rede existente ou a criar onde se prevê ligar a linha que serve um centro eletroprodutor, uma UPAC, uma instalação de armazenamento, uma instalação de utilização ou outra rede; bbb) «Ponto de receção» o ponto da rede onde se faz a entrega ou a receção de eletricidade à IU, ao centro eletroprodutor, à UPAC, à instalação de armazenamento ou a outra rede, localizado nos terminais, do lado da rede, do órgão de corte, ou, quando este não exista, do elemento de transição, que separa as instalações, conforme projeto aprovado nos termos do Regulamento de Licenças para Instalações Elétricas;
ccc) «Potência adicional» a diferença entre a potência instalada e a potência de ligação;
ddd) «Potência de ligação» a potência máxima autorizada de injeção na rede fixada no procedimento de controlo prévio;
eee) «Potência garantida aparente» valor de potência que assume um valor igual à potência de ligação, com exceção das fontes de energia eólica e solar, em que se considera 10 /prct., e hídrica, em que se considera 30 /prct. da potência de ligação;
fff) «Potência instalada», a potência ativa e aparente, em kW e kVA, dos equipamentos de produção de eletricidade ou de instalação de armazenamento, considerando-se, no caso de centros eletroprodutores solares ou de armazenamento com recurso a baterias, a potência nominal de saída dos inversores em kW e kVA e respetivos inversores, fixada no procedimento de controlo prévio;
ggg) «Rede Elétrica de Serviço Público» ou «RESP» o conjunto das instalações de serviço público destinadas ao transporte e à distribuição de eletricidade que integram a RNT, a RND e as redes de distribuição em BT;
hhh) «Rede interna» a rede de serviço particular, instalada dentro de espaço confinado e com contiguidade geográfica, composta por um conjunto de linhas interconectadas e demais instalações elétricas auxiliares destinadas à veiculação da energia oriunda de UPAC ou instalações de armazenamento para uma ou mais IU associadas ao autoconsumo, podendo ter uma interligação elétrica com a RESP;
iii) «Rede nacional de distribuição de eletricidade» ou «RND» a rede nacional de distribuição de eletricidade em AT e MT, no continente;
jjj) «Rede nacional de transporte de eletricidade» ou «RNT» a rede nacional de transporte de eletricidade, no continente, incluindo o solo e o espaço marítimo nacional, conforme definido nas bases da concessão de RNT, constantes no anexo ii do presente decreto-lei e do qual faz parte integrante, e respetivo contrato de concessão da RNT, com exclusão da concessão atribuída nos termos do disposto no n.º 3 do artigo 5.º do Decreto-Lei n.º 5/2008, de 8 de janeiro, e do Decreto-Lei n.º 238/2008, de 15 de dezembro;
kkk) «Redes municipais de distribuição de eletricidade em BT» as redes municipais de distribuição de eletricidade em BT, no continente, conforme definido nas bases das concessões da rede de distribuição de eletricidade em BT, constante no anexo iv do presente decreto-lei e do qual faz parte integrante;
lll) «Reequipamento», a substituição total ou parcial dos equipamentos geradores do centro eletroprodutor de fonte primária renovável, sem alteração da área de implantação do centro eletroprodutor preexistente; mmm) «Segurança do abastecimento» a capacidade de o sistema elétrico cobrir, de forma adequada, a procura de eletricidade dos clientes finais; nnn) «Serviços de resposta da procura» os serviços que valorizam a resposta da procura, através da submissão de ofertas de redução ou aumento do consumo dos clientes finais, em mercados de eletricidades ou através de contratação bilateral, de forma isolada ou mediante agregação; ooo) «Serviços de sistema» os meios e contratos, utilizados pelo gestor global do SEN, necessários para o acesso e a exploração em condições de segurança de funcionamento da rede, nomeadamente os serviços de balanço, a gestão de congestionamentos e os serviços de sistema não associados à frequência;
ppp) «Serviços de sistema não associados à frequência» um serviço utilizado pelo gestor global do SEN ou pelo gestor integrado das redes de distribuição para controlo de tensão em estado estacionário, injeções rápidas de corrente reativa, inércia para a estabilidade do sistema elétrico, corrente de curto-circuito, capacidade de arranque autónomo e capacidade de funcionamento isolado;
qqq) «Sistema Elétrico Nacional» ou «SEN» o conjunto de princípios, organizações, agentes e instalações elétricas relacionados com as atividades abrangidas pelo presente decreto-lei, no território nacional; rrr) «Sistemas específicos de gestão dinâmica» os sistemas destinados à monitorização, controlo e gestão dinâmica dos fluxos energéticos entre a(s) UPAC e as IU, capazes de assegurar a interoperabilidade com os sistemas do operador de rede para efeitos de partilha de energia e contagem;
sss) «Sobre-equipamento» a alteração do centro eletroprodutor de fontes de energia renováveis que consista num aumento da potência instalada conseguido através da instalação de mais equipamentos geradores ou de inversores, até ao limite de 50 /prct. da potência de ligação atribuída ao centro eletroprodutor na licença de produção inicial;
ttt) «Sobre-equipamento autónomo» o sobre-equipamento separado juridicamente do centro eletroprodutor preexistente;
uuu) «Transporte» a veiculação de eletricidade, numa rede interligada de MAT e de AT, para entrega ao distribuidor ou ao cliente final, excluindo a comercialização;
vvv) «Unidade de produção para autoconsumo» ou «UPAC» uma ou mais unidades de produção que tem como fonte primária a energia renovável, incluindo ou não instalações de armazenamento de energia, associada(s) a uma ou várias IU, destinada primordialmente à satisfação de necessidades próprias de abastecimento de energia elétrica, que sejam instaladas nessa(s) IU e/ou na proximidade da(s) IU que abastecem, podendo ser propriedade de e/ou geridas por terceiro(s);
www) «Territórios de baixa densidade» aqueles que se encontram identificados por portaria dos membros do governo responsáveis pela área da energia e da coesão territorial;
xxx) «Comercializador de último recurso» ou «CUR» a entidade a quem foi atribuída licença para o exercício das atividades previstas no artigo 138.º, incluindo o fornecimento de eletricidade aos clientes cujo comercializador tenha cessado ou ficado impedido de exercer a sua atividade ou para os quais não exista oferta de comercializadores de eletricidade em regime de mercado;
yyy) «Contador convencional», um contador analógico ou eletrónico que não dispõe de capacidade para transmitir e receber dados;
zzz) «Contrato de fornecimento de eletricidade a prazo fixo e a preço fixo», um contrato de fornecimento de eletricidade celebrado entre um comercializador e um cliente final que garante que os termos e condições contratuais, incluindo o preço, se mantêm inalterados durante o período de vigência do contrato, embora possa, dentro de um preço fixo, incluir um elemento flexível, a título de exemplo, com variações de preços entre as horas de ponta e as horas fora de ponta, e em que as alterações na fatura resultante só podem provir de elementos que não são determinados pelos comercializadores, tais como impostos, taxas ou tarifas de acesso às redes;
aaaa) «Contrato por diferenças bidirecional», é um contrato de longo prazo entre um gerador de eletricidade e uma contraparte pública, que garante um preço fixo, designado por preço de exercício, para a eletricidade gerada a partir de fontes renováveis e que envolve a compensação bidirecional entre as partes, correspondente à diferença entre o preço de exercício e o preço de referência, baseado no preço do mercado diário, no preço do mercado de futuros ou num preço composto; bbbb) «Empresas coligadas», as empresas coligadas, na aceção da alínea g) do n.º 1 do artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 158/2009, de 13 de julho, e as empresas que pertencem aos mesmos titulares de participações sociais; cccc) «Energia ambiente», a energia térmica natural e a energia acumulada no ambiente com limites confinados, que pode ser armazenada no ar ambiente, exceto no ar de exaustão, nas águas de superfície ou residuais; dddd) «Energia osmótica», a energia criada naturalmente a partir da diferença de concentração de sal entre dois fluidos, como água doce e água salgada;
eeee) «Equipamento de energia solar», equipamento que converte energia do sol em energia térmica ou elétrica, em especial equipamento solar térmico e equipamento solar fotovoltaico;
ffff) «Interoperabilidade», no contexto de contadores inteligentes, a capacidade de interação de duas ou mais redes de energia ou de comunicações, sistemas, dispositivos, aplicações ou componentes, para trocar e utilizar informação, de modo que execute as funções necessárias; gggg) «Partilha de energia», o autoconsumo dentro de uma zona de oferta ou área geográfica, de forma não discriminatória, de energia renovável produzida ou armazenada fora do local de consumo, por uma instalação de que o autoconsumidor seja, total ou parcialmente, proprietário, locatário, arrendatário, comodatário ou usufrutuário, ou através de direito que lhe tenha sido transmitido, a título oneroso ou gratuito, por outro autoconsumidor;
hhhh) «Pequenas e médias empresas», as empresas que se enquadram na categoria de PME, nos termos do Decreto-Lei n.º 372/2007, de 6 de novembro;
iiii) «Pobreza energética», a falta de acesso de um agregado familiar a serviços energéticos essenciais, quando tais serviços proporcionam níveis básicos e dignos de vida e de saúde, nomeadamente aquecimento, água quente, arrefecimento e iluminação adequados e a energia necessária para os eletrodomésticos, tendo em conta a política social nacional existente e outras políticas nacionais pertinentes, causada por uma combinação de fatores, incluindo, pelo menos, a falta de acessibilidade dos preços, um rendimento disponível insuficiente, elevadas despesas energéticas face ao orçamento do agregado familiar e a fraca eficiência energética das habitações;
jjjj) «Procedimento de controlo prévio de projetos de energias renováveis», procedimento que abrange todos os procedimentos administrativos aplicáveis a projetos de energias renováveis, incluindo, designadamente, os procedimentos para a obtenção de título de atribuição de reserva de capacidade de injeção na RESP, para a atribuição das licenças de produção e exploração, as avaliações de impacto ambiental aplicáveis e procedimentos conducentes à obtenção de licenças, aprovações, autorizações e pareceres que, ao abrigo da legislação setorial aplicável, sejam necessários à instalação e funcionamento desses projetos, incluindo a ligação à rede;
kkkk) «Resposta da procura», a alteração, por parte dos clientes finais, dos seus padrões de consumo normais ou correntes em resposta a sinais do mercado, incluindo em resposta à variação periódica dos preços da eletricidade ou dos incentivos financeiros, ou em resposta à aceitação de ofertas dos clientes finais, a fim de vender a redução ou o aumento da procura por um determinado preço num mercado organizado, na aceção do n.º 4 do artigo 2.º do Regulamento de Execução (UE) n.º 1348/2014, da Comissão, de 17 de dezembro de 2014, de forma isolada ou mediante agregação;
llll) «Sistema agrovoltaico», o sistema de energia solar para produção fotovoltaica e cuja exploração se encontra afeta, em exclusivo, ao autoconsumo da atividade agrícola do terreno rústico onde se encontra instalado, enquanto a sua atividade principal, e sem prejuízo da partilha da energia dos excedentes nos termos do presente decreto-lei;
mmmm) «Tempo quase real», no contexto de contadores inteligentes, um curto período, geralmente reduzido a segundos ou, no máximo, ao período de liquidação dos desvios no mercado nacional;
nnnn) «Zona de aceleração da implantação de energia renovável» ou «ZAER», zona específica, em terra, no mar ou em águas interiores, designada, em resultado do procedimento previsto no presente decreto-lei, como particularmente adequada para a implantação de centrais de energia renovável e das infraestruturas de rede ou armazenamento necessárias para integrar a energia renovável no SEN. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Artigo 4.º
Princípios gerais |
1 - O exercício das atividades abrangidas pelo presente decreto-lei obedece a princípios de racionalidade e eficiência dos recursos assegurando a sustentabilidade económico-financeira do SEN e do acesso universal, no quadro da concretização do mercado interno de energia, da transição energética, da preservação do ambiente e da proteção e igualdade de tratamento dos consumidores de eletricidade, dependendo da obtenção de licença, da atribuição de concessão, da realização do registo ou de comunicação prévia, nos termos dos procedimentos estabelecidos para cada uma das atividades.
2 - Todos os procedimentos previstos no presente decreto-lei obedecem aos princípios gerais que regem a atividade administrativa nos termos estabelecidos no Código do Procedimento Administrativo (CPA), aprovado em anexo ao Decreto-Lei n.º 4/2015, de 7 de janeiro, na sua redação atual.
3 - Todas as atividades previstas no presente decreto-lei obedecem ao princípio da livre concorrência, incluindo as atividades em regime exclusivo, na medida em que as respetivas concessões e licenças são atribuídas através de procedimentos concorrenciais.
4 - Presume-se o superior interesse público, e a importância para a saúde e segurança públicas, ao planeamento, construção e exploração dos centros eletroprodutores de fonte renovável e/ou de instalações de armazenamento, incluindo a sua ligação à rede, no âmbito: a) Da alínea c) do n.º 11 do artigo 10.º e da alínea c) do n.º 1 do artigo 20.º do Decreto-Lei n.º 140/99, de 24 de abril, na sua redação atual; b) Da alínea c) do n.º 5 do artigo 51.º da Lei n.º 58/2005, de 29 de dezembro, na sua redação atual; c) Dos planos diretores intermunicipais e municipais, sobrepondo-se ao interesse público de índole regional, municipal ou local. |
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Artigo 5.º
Proteção do ambiente |
1 - No exercício das atividades abrangidas pelo presente decreto-lei, os intervenientes no SEN devem adotar as providências adequadas à minimização dos impactes ambientais, observando as disposições legais aplicáveis.
2 - O Governo deve promover políticas de utilização racional de energia e incentivar a utilização dos recursos renováveis, a eficiência energética e a descarbonização da economia e a promoção da qualidade do ambiente. |
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Artigo 6.º
Atividades do Sistema Elétrico Nacional |
1 - O SEN integra as seguintes atividades:
a) Produção de eletricidade;
b) Armazenamento de eletricidade;
c) Gestão técnica global do SEN;
d) Gestão técnica das redes de distribuição;
e) Transporte de eletricidade;
f) Distribuição de eletricidade;
g) Comercialização de eletricidade;
h) Agregação de eletricidade.
2 - O SEN integra, ainda, as seguintes atividades:
a) Agregação de último recurso;
b) Comercialização de último recurso;
c) Gestão de riscos e garantias no SEN;
d) Emissão de garantias de origem;
e) Operação logística de mudança de comercializador e de agregador de eletricidade.
3 - Integram-se, ainda, no SEN as atividades de operação de mercados organizados de eletricidade e outras atividades relacionadas com a prestação de serviços no âmbito dos mercados e a operação de redes de distribuição fechadas (RDF). |
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Artigo 7.º
Regime de exercício |
1 - As atividades referidas no n.º 1 do artigo anterior são exercidas nos seguintes termos:
a) As atividades de produção, armazenamento, de comercialização e de agregação de eletricidade, em regime de livre acesso, nos termos estabelecidos no presente decreto-lei;
b) As atividades de gestão técnica global do SEN, de gestão técnica das redes de distribuição, de transporte e de distribuição de eletricidade em regime de concessão de serviço público.
2 - As atividades referidas no n.º 2 do artigo anterior são exercidas mediante licença e em regime exclusivo.
3 - As atividades referidas no n.º 3 do artigo anterior são exercidas nos termos definidos no presente decreto-lei. |
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Artigo 8.º
Intervenientes no Sistema Elétrico Nacional |
1 - São intervenientes no SEN:
a) Os titulares de instalações de produção ou armazenamento de eletricidade;
b) O gestor global do SEN;
c) O gestor integrado das redes de distribuição;
d) O operador da rede de transporte de eletricidade;
e) O operador das redes de distribuição de eletricidade em AT e MT;
f) Os operadores das redes de distribuição de eletricidade em BT;
g) Os operadores de RDF;
h) Os comercializadores de eletricidade;
i) Os comercializadores de último recurso (CUR);
j) Os operadores de mercados de eletricidade;
k) O gestor de garantias;
l) O agregador de último recurso;
m) Os agregadores de eletricidade;
n) Os autoconsumidores;
o) As comunidades de cidadãos para a energia;
p) As comunidades de energia renovável (CER);
q) A Entidade Emissora de Garantias de Origem (EEGO);
r) As EGAC;
s) O operador logístico da mudança de comercializador e de agregador de eletricidade;
t) Os consumidores de eletricidade;
u) Outros intervenientes que, nos termos da lei, possam exercer as atividades previstas no n.º 3 do artigo 6.º
2 - Os intervenientes do SEN, com exceção dos consumidores de eletricidade, estão obrigados a operar com base no disposto no Regulamento (UE) 2019/943 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, relativo ao mercado interno da eletricidade.
3 - Todos os intervenientes no SEN devem dispor de sistemas de gestão e de intercâmbio de dados seguros e interoperáveis entre si e asseguram o acesso aos dados do cliente final nos termos da legislação aplicável. |
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Artigo 9.º
Obrigações de serviço público |
1 - Sem prejuízo do exercício das atividades em regime livre e concorrencial, são estabelecidas obrigações de serviço público.
2 - As obrigações de serviço público são da responsabilidade dos intervenientes no SEN, nos termos previstos no presente decreto-lei.
3 - São obrigações de serviço público, nomeadamente:
a) A segurança, a regularidade e a qualidade do abastecimento;
b) A garantia de universalidade de prestação do serviço, designadamente através da obrigação de ligação à rede por parte do operador de rede e a existência de um comercializador de último recurso;
c) A proteção dos consumidores de eletricidade, designadamente quanto a tarifas e preços;
d) A promoção da utilização racional de energia, nomeadamente a eficiência energética, a proteção do ambiente e a racionalidade de utilização dos recursos;
e) A convergência do SEN, traduzida na solidariedade e cooperação com os sistemas elétricos das Regiões Autónomas. |
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Artigo 10.º
Rede Elétrica de Serviço Público |
1 - A RESP abrange o conjunto das instalações de serviço público destinadas ao transporte e distribuição de eletricidade que integram a RNT, a RND e as redes de distribuição de eletricidade em BT.
2 - Os bens que integram a RESP só podem ser onerados ou transmitidos nos termos previstos no presente decreto-lei. |
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Capítulo II
Produção e armazenamento de eletricidade
Secção I
Controlo prévio
| Artigo 11.º
Âmbito dos procedimentos de controlo prévio |
1 - O exercício das atividades de produção e armazenamento de eletricidade está sujeito à obtenção de licença de produção e de exploração, ou a registo prévio e certificado de exploração ou a comunicação prévia, nos termos previstos no presente decreto-lei.
2 - Está sujeita a licença de produção e de exploração:
a) A produção de eletricidade a partir de fontes de energia não renováveis;
b) A produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis para injeção total na RESP ou para autoconsumo com potência instalada superior a 1 MW;
c) O armazenamento de eletricidade com potência instalada superior a 1 MW;
d) A produção ou o armazenamento quando sujeitos ao procedimento de avaliação de impacte ambiental (AIA) ou de avaliação de incidências ambientais, nos termos da legislação aplicável;
e) As atividades de produção e armazenamento de eletricidade não referidas nos n.ºs 3, 4 e 5.
3 - Está sujeita a registo prévio e a certificado de exploração:
a) A produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis para injeção total na RESP, com potência instalada igual ou inferior a 1 MW;
b) A produção de eletricidade para autoconsumo com potência instalada superior a 30 kW e igual ou inferior a 1 MW;
c) O armazenamento de eletricidade com potência instalada igual ou inferior a 1 MW;
d) Projetos de investigação e desenvolvimento, demonstração e teste, em ambiente real, de tecnologias, produtos, serviços, processos e modelos inovadores, no âmbito das atividades de produção, armazenamento e autoconsumo com capacidade instalada superior a 30 kW.
4 - Estão sujeitos a comunicação prévia:
a) A produção de eletricidade para autoconsumo com potência instalada igual ou inferior a 30 kW;
b) Os projetos de investigação e desenvolvimento, demonstração e teste, em ambiente real, de tecnologias, produtos, serviços, processos e modelos inovadores, no âmbito das atividades de produção, armazenamento e autoconsumo com potência instalada igual ou inferior a 30 kW;
c) O reequipamento de centro eletroprodutor, de fonte primária solar ou eólica, quando mantenha ou reduza a potência instalada inicialmente estabelecida no procedimento de controlo prévio.
5 - Estão isentos de controlo prévio:
a) O exercício da atividade de produção de eletricidade para autoconsumo com capacidade instalada igual ou inferior a 800 W, desde que exclua a injeção de excedente na RESP;
b) Os projetos referidos na alínea b) do número anterior com capacidade instalada igual ou inferior a 800 W, desde que excluam a injeção de excedente na RESP.
6 - Nos procedimentos de controlo prévio previstos nos n.ºs 2, 3 e 4 são emitidos os seguintes títulos:
a) Licença de produção que habilita ao estabelecimento e exercício das atividades de produção de eletricidade por um centro eletroprodutor, produção de eletricidade para autoconsumo por uma UPAC ou armazenamento de eletricidade por uma instalação de armazenamento;
b) Licença de exploração que habilita a entrada em exploração industrial de um centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento, de partes dos mesmos ou dos grupos geradores que o compõem, ou concedida para os mesmos efeitos na sequência de uma alteração das referidas instalações, não incluindo a autorização para exploração em regime experimental;
c) Comprovativo de registo prévio que habilita à instalação do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento;
d) Certificado de exploração que habilita o centro eletroprodutor, a UPAC ou a instalação de armazenamento a iniciar o seu funcionamento;
e) Comprovativo da apresentação da comunicação prévia que habilita a instalação da UPAC ou do reequipamento.
7 - Nos casos em que se pretenda exercer mais do que uma das atividades referidas no n.º 1, é adotado o procedimento de controlo prévio mais exigente que engloba todas as atividades em simultâneo.
8 - A instalação em centro eletroprodutor já existente de novas unidades de produção que utilizem diversa fonte primária ou de instalações de armazenamento está sujeita ao controlo prévio que lhes seja aplicável nos termos definidos nos n.ºs 2 e 3, sendo os respetivos títulos averbados aos títulos preexistentes relativos ao centro eletroprodutor.
9 - Está sujeita a novo procedimento de controlo prévio a alteração substancial do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento.
10 - Nos casos do número anterior, o título de reserva de capacidade de injeção na RESP já atribuído mantém-se, contando-se os prazos estabelecidos para a obtenção da nova licença de produção e da licença de exploração da data de apresentação do pedido de nova licença de produção. |
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1 - A atribuição de todos os títulos de controlo prévio previstos no presente decreto-lei referentes a centros eletroprodutores, UPAC ou instalações de armazenamento é da competência do diretor-geral da Direção-Geral de Energia e Geologia.
2 - A Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) exerce as competências de entidade licenciadora, proferindo todas as decisões relativas à instrução e condução dos procedimentos de atribuição, alteração, transmissão e extinção dos títulos de controlo prévio previstos no presente decreto-lei que não estejam expressamente reservadas ao membro do Governo responsável pela área da energia. |
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1 - O pedido de atribuição do título de reserva de capacidade de injeção na RESP, em qualquer das suas modalidades, depende da prévia prestação de caução destinada a garantir a obtenção dos títulos de controlo prévio por parte do interessado, nos termos e prazos previstos no presente decreto-lei que habilitam à entrada em funcionamento do centro eletroprodutor, instalação de armazenamento ou UPAC.
2 - A caução a prestar deve ser idónea, autónoma, irrevogável e pagável à primeira solicitação, e pode revestir as seguintes modalidades:
a) Garantia bancária;
b) Seguro caução;
c) Depósito bancário, em conta titulada pela entidade licenciadora, destinada exclusivamente para o efeito.
3 - O valor da caução corresponde:
a) Na modalidade de acesso geral, ao valor de € 10 000,00 por megavolt-ampere (MVA) de reserva de capacidade a atribuir, com o limite máximo de € 10 000 000,00 pelo prazo mínimo de 30 meses, sendo prorrogada, até à entrada em funcionamento do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento, sob pena de caducidade do procedimento;
b) Na modalidade de acordo entre o interessado e o operador da RESP, ao valor de € 10 000,00 por MVA de reserva de capacidade a atribuir, com o limite máximo de € 10 000 000,00, pelo prazo mínimo de 30 meses, sendo prorrogada, até à entrada em funcionamento do centro eletroprodutor, instalação de armazenamento ou UPAC, sob pena de caducidade do procedimento;
c) Na modalidade de procedimento concorrencial, o valor da caução, o prazo, o modo de prestação e a entidade a quem é prestada são estabelecidos nas peças do procedimento.
4 - No caso referido na alínea a) do número anterior, a caução é prestada à DGEG, no prazo de 20 dias a contar da notificação a que se refere a alínea a) do n.º 8 do artigo 19.º
5 - No caso referido na alínea b) do n.º 3, a caução é prestada ao operador da RESP, com a apresentação do pedido para celebração de acordo.
6 - A falta de prestação de caução nos prazos definidos nos termos do disposto nos números anteriores implica a rejeição do pedido.
7 - Sem prejuízo da audiência prévia dos interessados a realizar pela DGEG, a caução reverte para abatimento aos custos de política energética, de sustentabilidade e de interesse económico geral (CIEG), enquanto medida que promove a sustentabilidade do SEN, nos seguintes casos:
a) Se não for emitido título de reserva de capacidade de injeção na RESP no caso referido na alínea a) do n.º 3, por razão imputável ao requerente, como tal reconhecida pela DGEG;
b) Se não for celebrado acordo entre o interessado e o operador de RESP no caso referido na alínea b) do n.º 3, exceto quando:
i) O interessado rejeite o orçamento apresentado pelo operador de rede para a realização dos estudos;
ii) Quando após mediação da DGEG, solicitada pelo interessado, o mesmo não aceite o orçamento referente aos custos de realização da infraestrutura de rede ou do seu reforço, caso em que a caução reverte em 50 /prct.;
c) Nas condições estabelecidas nas peças do procedimento no caso referido na alínea c) do n.º 3.
8 - O valor, total ou parcial, da caução é devolvido ao interessado no prazo de cinco dias a contar da verificação das seguintes situações:
a) Com a caducidade do pedido de celebração de acordo, nos termos previstos no artigo 20.º;
b) Com a caducidade do pedido de reserva de capacidade de injeção na RESP na modalidade de acesso geral, nos casos em que seja determinada a abertura de procedimento concorrencial que abranja a capacidade de injeção na rede atribuída;
c) Nos termos estabelecidos nas peças do procedimento, no caso da alínea c) do n.º 3;
d) Com a recusa, pelo interessado, do orçamento para a realização dos estudos apresentado pelo operador de rede;
e) Com a recusa, pelo interessado e após mediação da DGEG, do orçamento referente aos custos de realização da infraestrutura de rede ou do seu reforço;
f) Com a celebração do acordo entre o interessado e o operador de RESP, sem prejuízo da possibilidade de prestação das garantias estipuladas no acordo ao operador da RESP;
g) Quando não ocorra a celebração do acordo entre o interessado e o operador da RESP, por motivo imputável a este último.
9 - Com a emissão do título de reserva de capacidade de injeção na RESP no caso referido na alínea a) do n.º 3, a caução prestada mantém-se para assegurar a emissão dos títulos de controlo prévio previstos no presente decreto-lei necessários à entrada em funcionamento do centro eletroprodutor, da instalação de armazenamento ou da UPAC, nos casos aplicáveis.
10 - No caso referido na alínea b) do n.º 3, o pedido de atribuição de licença de produção é, sob pena de rejeição liminar, acompanhado de caução prestada à entidade licenciadora no valor de € 10 000,00 por MVA de reserva de capacidade atribuída, com o limite máximo de € 10 000 000,00 pelo prazo mínimo de dois anos, sendo prorrogada, até à entrada em funcionamento do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento, sob pena de caducidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP.
11 - Nos casos referidos nos n.os 9 e 10, a caução prestada reverte para abatimento aos CIEG quando a caducidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP decorra das seguintes situações:
a) Não obtenção da licença de produção ou da licença de exploração nos prazos estabelecidos no presente decreto-lei, por razões imputáveis ao requerente, como tal reconhecidas pela DGEG;
b) Falta de apresentação de nova caução após decurso do prazo da caução anterior.
12 - A caução devida no âmbito do procedimento de registo prévio é prestada à DGEG no prazo de cinco dias após validação da inscrição, no valor de € 5000,00 por MVA, aplicando-se o procedimento previsto no presente artigo para a licença de produção, com as necessárias adaptações.
13 - No procedimento de registo prévio para instalação e exploração de RDF, a caução é prestada à DGEG no prazo de cinco dias após validação da inscrição e corresponde a € 5000,00 por MVA de potência instalada da RDF, seguindo-se os demais procedimentos previstos no presente artigo.
14 - A caução prestada pode ser alterada a todo o momento mediante prévia autorização da DGEG, designadamente quanto ao modo de prestação e prazo.
15 - Com a emissão da licença de produção, o valor da caução é reduzido em um terço do seu valor inicial, podendo o interessado, mediante prévia aceitação da DGEG, apresentar nova caução para o valor remanescente.
16 - A caução prestada deve ser acionada pela entidade licenciadora quando o titular não inicie a exploração no prazo fixado na licença de produção ou das prorrogações concedidas, caso em que o seu valor é entregue ao operador da RNT ou RND, consoante o caso, para reverter para abatimento aos CIEG.
17 - A reversão da caução nos termos previstos no número anterior implica a caducidade do título de atribuição de reserva de capacidade de injeção na RESP.
18 - As cauções prestadas à entidade licenciadora nos termos dos números anteriores são integralmente liberadas com a emissão da licença de exploração ou do certificado de exploração, se aplicável. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 14
Prazos para pedido e para emissão da licença de produção e da licença de exploração |
1 - O pedido de atribuição de licença de produção é efetuado à DGEG no prazo máximo de um ano após a emissão do título de reserva de capacidade de injeção na RESP quando haja lugar à realização de procedimento de AIA ou, não havendo lugar a este procedimento, no prazo máximo de seis meses. 2 - A licença de produção é emitida no prazo máximo de um ano a contar do respetivo pedido, salvo nos projetos localizados em ZAER, para os quais o prazo não deve exceder os seis meses.
3 - O prazo para a emissão da licença de exploração do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento conta-se da data da atribuição da licença de produção, não podendo exceder um ano, salvo nos seguintes casos:
a) Atribuição de título de reserva de capacidade de injeção na RESP na modalidade de acordo entre o interessado e o operador da RESP, caso em que a licença de exploração pode ser emitida no praxo máximo de 90 dias após a data da entrada em funcionamento das respetivas infraestruturas da RESP a construir ou reforçar, nos termos estabelecidos no acordo e comunicados pelo operador da rede à DGEG;
b) Operacionalização das condições de ligação de centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento por parte do operador da RESP em prazo superior ao definido para a emissão da licença de exploração, caso em que esta pode ser emitida no prazo máximo de 90 dias após a disponibilização daquela infraestrutura;
c) Produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis para autoconsumo, caso em que a licença de exploração deve ser emitida no prazo máximo de 90 dias, sob pena de deferimento tácito.
4 - No caso de centros eletroprodutores que constituam aproveitamentos hidroelétricos e de centros eletroprodutores que utilizem como fonte primária energia não renovável, os prazos estabelecidos nos números anteriores são fixados pela entidade licenciadora, tendo como limite máximo seis anos.
5 - Os prazos referidos nos números anteriores são prorrogáveis, sem limite, por despacho do membro do Governo responsável pela área da energia, em circunstâncias excecionais e mediante pedido do requerente devidamente justificado, sem prejuízo do disposto no n.º 7.
6 - No caso de centro eletroprodutor com licença de produção atribuída há pelo menos cinco anos e com regime de remuneração garantida, a prorrogação excecional por despacho do membro do Governo responsável pela área da energia prevista no número anterior implica a alteração do regime remuneratório atribuído ao centro eletroprodutor para a remuneração a um preço livremente determinado em mercados organizados ou através de contratos bilaterais, nos termos previstos no artigo 17.º
7 - O procedimento de controlo prévio de projetos de energias renováveis não pode exceder, no seu conjunto, os seguintes limites:
a) Dois anos, para os projetos de energias renováveis, sendo esse prazo reduzido para um ano se localizados em ZAER;
b) Três anos, para os projetos de energias renováveis offshore, sendo esse prazo reduzido para dois anos se localizados em ZAER.
8 - Os prazos referidos no número anterior podem ser prorrogados por despacho do diretor-geral da DGEG, uma única vez e pelo período máximo de seis meses, mediante a verificação de circunstâncias extraordinárias, salvo nos casos de reequipamento, em que o prazo máximo de prorrogação se limita a três meses.
9 - Os requerentes são notificados, em sede de audiência dos interessados nos termos previstos no CPA, sobre a prorrogação dos prazos nos termos dos números anteriores.
10 - Os prazos referidos no presente artigo não incluem os períodos:
a) Para a construção dos centros eletroprodutores de energia renovável, incluindo as respetivas ligações à rede, e das infraestruturas conexas para garantir a estabilidade, fiabilidade e segurança da RESP;
b) Do processo administrativo para as modernizações significativas da rede, para garantir a sua estabilidade, fiabilidade e segurança;
c) Dos processos para a impugnação, administrativa ou judicial, de decisão, ato ou omissão ao cumprimento do disposto no presente decreto-lei.
11 - As peças do procedimento concorrencial para atribuição de título de capacidade de receção na RESP podem estabelecer prazos diversos para as situações previstas nos números anteriores.
12 - O título de reserva de capacidade de injeção na RESP caduca se a licença de produção não for pedida no prazo estabelecido no n.º 1 ou se a emissão das licenças de produção e de exploração não ocorrer nos prazos estabelecidos, sem prejuízo das prorrogações que tenham sido concedidas. 13 - Os prazos referidos no n.º 7 iniciam-se com o reconhecimento da completude do primeiro pedido apresentado no procedimento, que deve ser notificado ao requerente pela DGEG, nos termos do artigo seguinte. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
- Lei n.º 29/2026, de 23/06
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
-2ª versão: DL n.º 99/2024, de 03/12
-3ª versão: Lei n.º 29/2026, de 23/06
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Artigo 14.º-A
Comunicação da receção e reconhecimento da completude do pedido de controlo prévio |
1 - A DGEG deve confirmar, por via eletrónica, a receção do pedido de controlo prévio, indicando os prazos aplicáveis, e, desde que verificados os respetivos pressupostos, informar expressamente o requerente das consequências do decurso do prazo sem que tenha sido notificada a decisão, nos termos do artigo seguinte.
2 - Nos procedimentos de controlo prévio de projetos de energias renováveis, a entidade competente para a decisão do primeiro procedimento administrativo abrangido pelo referido procedimento de controlo prévio deve, no prazo de 45 dias contados da data da apresentação do pedido, se prazo mais curto não resultar das normas aplicáveis ao procedimento administrativo em causa:
a) Reconhecer a completude do pedido, notificando o requerente desse facto; ou
b) Solicitar ao requerente, de uma única vez, a apresentação, num prazo razoável, das informações, elementos ou documentos em falta.
3 - O prazo referido no número anterior é de 30 dias no caso de o projeto de energias renováveis se localizar em ZAER.
4 - Na modalidade de procedimento concorrencial para a obtenção de título de reserva de capacidade de injeção na RESP, considera-se o pedido completo após verificação de que foram submetidos todos os elementos necessários ou decorrido o prazo fixado pela DGEG nas peças do procedimento.
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Artigo 14.º-B
Deferimento tácito em procedimentos de controlo prévio de energias renováveis |
1 - Para efeitos do disposto no artigo 130.º do CPA, no âmbito de procedimentos de controlo prévio de energias renováveis, a ausência de notificação da decisão relativa ao pedido de atribuição de licença de produção no prazo legal estabelecido para o efeito tem o valor de deferimento.
2 - O deferimento tácito previsto no presente artigo não se aplica aos procedimentos que envolvam projetos sujeitos a avaliação de impacte ambiental ou de incidências ambientais.
3 - Em caso de deferimento tácito nos termos do n.º 1, o requerente pode solicitar a passagem de certidão que ateste a sua verificação, nos termos do artigo 28.º-B do Decreto-Lei n.º 135/99, de 22 de abril, junto da entidade competente para o efeito.
4 - O disposto no presente artigo não prejudica o exercício dos poderes de fiscalização e sancionatórios das entidades competentes, nos termos da lei e dos regulamentos aplicáveis.
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Artigo 15.º
Plataforma eletrónica |
1 - Com exceção dos processos de contraordenação, a tramitação dos procedimentos para atribuição das licenças de produção e de exploração, para registo de unidades de produção e para comunicação prévia é realizada informaticamente através de plataforma eletrónica, nos termos a regulamentar por portaria dos membros do Governo responsáveis pelas áreas da reforma do Estado e da energia, sem prejuízo do disposto no n.º 6.
2 - A plataforma eletrónica a que se refere o número anterior deve incluir, nomeadamente, as seguintes funcionalidades:
a) O preenchimento de formulários eletrónicos dos pedidos previstos no presente decreto-lei e submissão eletrónica dos pedidos, declarações e comunicações previstos no presente decreto-lei, incluindo documentos e peças técnicas ou desenhadas;
b) A rejeição de operações na plataforma eletrónica de cuja execução resultariam vícios ou deficiências de instrução, designadamente recusando o recebimento dos pedidos;
c) A obtenção de comprovativos automáticos de submissão de requerimentos e comunicações e de ocorrência de deferimento tácito, quando decorridos os respetivos prazos legais, bem como a emissão desmaterializada dos títulos necessários para o exercício da atividade;
d) A consulta pelos interessados do estado dos procedimentos;
e) O acesso de comercializadores, agregadores, entidades instaladoras e de terceiros devidamente autorizados pelo interessado;
f) Meios de pagamento por via eletrónica das taxas eventualmente devidas, com recurso à Plataforma de Pagamentos da Administração Pública;
g) A notificação das decisões que incidam sobre os requerimentos formulados;
h) A dispensa de entrega de documentação que se encontre em posse de qualquer serviço ou organismo da Administração Pública que intervenha nos procedimentos previstos, mediante solicitação e consentimento do interessado à sua obtenção, utilizando a Plataforma de Interoperabilidade da Administração Pública ou recorrendo ao mecanismo previsto no n.º 2 do artigo 4.º-A da Lei n.º 37/2014, de 26 de junho, na sua redação atual.
3 - A integração da plataforma eletrónica referida no n.º 1 no portal gov.pt e com todas as entidades externas com competências para intervir e se pronunciar no âmbito dos procedimentos regulados pelo presente decreto-lei é regulada por portaria dos membros do Governo responsáveis pelas áreas da reforma do Estado, da administração local e da energia, assegurando a interoperabilidade com sistemas externos e com as plataformas já existentes na Administração Pública, a obrigação de utilização da plataforma de interoperabilidade da Administração Pública para a partilha transversal de documentos e dados da Administração Pública e o previsto na legislação aplicável em matéria de interoperabilidade digital.
4 - O acesso à plataforma pelos seus utilizadores é feito por mecanismos de autenticação segura, designadamente os constantes do cartão de cidadão e da Chave Móvel Digital, com possibilidade de recurso ao Sistema de Certificação de Atributos Profissionais (SCAP), bem como os meios de identificação eletrónica emitidos noutros Estados-Membros reconhecidos para o efeito nos termos do artigo 6.º do Regulamento (UE) n.º 910/2014, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de julho de 2014.
5 - Os documentos submetidos pelas entidades requerentes devem ser assinados com recurso a assinaturas eletrónicas qualificadas, incluindo as do cartão de cidadão e Chave Móvel Digital, com possibilidade de recurso ao SCAP, ou outras que constem da Lista Europeia de Serviços de Confiança, sem prejuízo do disposto no artigo 4.º da Lei n.º 37/2014, de 26 de junho, na sua redação atual.
6 - Perante a verificação da adesão do notificando ou do seu mandatário ao Serviço Público de Notificações Eletrónicas, a notificação é realizada através daquele serviço nos termos do Decreto-Lei n.º 93/2017, de 1 de agosto, incluindo os processos de contraordenação.
7 - A publicação, divulgação e disponibilização, para consulta ou outro fim, de informações, documentos e outros conteúdos que, pela sua natureza e nos termos do presente decreto-lei, possam ou devam ser disponibilizados ao público, sem prejuízo do uso simultâneo de outros meios, deve estar disponível em formatos abertos que permitam a leitura por máquina, para o seu registo no Portal de Dados Abertos da Administração Pública.
8 - Quando, por motivos de indisponibilidade da plataforma, temporária ou até à respetiva entrada em funcionamento, não se revele possível assegurar a sua realização através da plataforma eletrónica, a tramitação dos procedimentos previstos no presente decreto-lei é efetuada por correio eletrónico, para o endereço eletrónico da entidade licenciadora, publicitado no respetivo sítio na Internet no portal gov.pt e na página de acesso à plataforma, devendo a DGEG assegurar o cumprimento dos procedimentos até que a plataforma esteja novamente operacional.
9 - Sempre que quaisquer elementos do procedimento sejam entregues por correio eletrónico nos termos do número anterior, os mesmos são obrigatoriamente inseridos na plataforma eletrónica pela DGEG, nos cinco dias subsequentes à cessação da situação de indisponibilidade temporária. 10 - A disponibilização de documentos no âmbito dos procedimentos previstos no presente decreto-lei pode ser realizada através da Bolsa de Documentos do portal gov.pt.
11 - A portaria referida no n.º 1 garante um prazo para adaptação dos sistemas informáticos dos operadores da RESP à plataforma eletrónica. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 16.º
Gestor do procedimento |
1 - Cada procedimento de controlo prévio é acompanhado por um gestor de procedimento, a quem compete assegurar o normal desenvolvimento da tramitação processual acompanhando, nomeadamente, a instrução, o cumprimento de prazos, a prestação de informação e dos esclarecimentos aos requerentes.
2 - O gestor do procedimento fornece ao requerente um manual de procedimentos que, designadamente, identifique de forma clara as fases do procedimento administrativo aplicável e respetivos prazos.
3 - O comprovativo eletrónico de apresentação do pedido contém a identificação do gestor do procedimento, bem como a indicação do local, do horário e da forma pela qual pode ser contactado.
4 - No prazo de cinco dias a contar da data da apresentação do pedido e até à entrada em funcionamento da plataforma eletrónica referida no artigo anterior, a DGEG informa o interessado sobre o gestor do respetivo procedimento.
5 - A substituição do gestor de procedimento é notificada ao interessado. 6 - Nos procedimentos de controlo prévio de projetos de energias renováveis, o gestor de procedimento acompanha todos os procedimentos aplicáveis ao projeto, servindo como ponto único de contacto do requerente. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 17
Regime remuneratório |
1 - As atividades de produção e de armazenamento de eletricidade são remuneradas a um preço livremente determinado em mercados organizados ou através de contratos bilaterais.
2 - O disposto no número anterior não prejudica que, para a eletricidade proveniente das fontes referidas no n.º 4 do artigo 19.º-D do Regulamento (UE) 2019/943 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, se aplique um mecanismo de apoio sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou mecanismo equivalente com os mesmos efeitos, atribuído no âmbito de um procedimento concorrencial, de liquidação nula nos casos em que o preço de mercado assuma valores negativos.
3 - Sem prejuízo do disposto no n.º 1, para a eletricidade proveniente das fontes renováveis, que não as referidas no número anterior, podem ser estabelecidos mecanismos de apoio, no âmbito de procedimentos concorrenciais, assentes em prémios, fixos ou variáveis, com ou sem limiares mínimos ou máximos, com vista à recuperação eficiente dos custos de investimento, devendo este prémio ser nulo sempre que o preço do mercado diário seja negativo.
4 - O disposto no n.º 1 não prejudica a aplicação dos regimes de remuneração garantida ou outros regimes remuneratórios, já concedidos ao abrigo dos regimes jurídicos respetivos e até ao fim do respetivo prazo de atribuição. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- Lei n.º 29/2026, de 23/06
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
-2ª versão: Lei n.º 29/2026, de 23/06
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Artigo 17.º-A
Participação e envolvimento do público nos projetos de energias renováveis |
Com a submissão do pedido de obtenção do título de controlo prévio, o promotor do projeto de energias renováveis deve apresentar um plano de medidas destinadas a promover a participação e envolvimento das comunidades no projeto e a aceitação pública do projeto, cujos critérios e operacionalização são definidos por portaria do membro do Governo responsável pela área da energia.
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SECÇÃO II
Títulos de reserva de capacidade de injeção na Rede Elétrica de Serviço Público
| Artigo 18.º
Âmbito e modalidades de atribuição |
1 - O início do procedimento para obtenção de licença de produção de eletricidade depende da prévia atribuição de reserva de capacidade de injeção na RESP.
2 - A atribuição de reserva de capacidade de injeção na RESP consta de um título emitido nas seguintes modalidades:
a) Modalidade de acesso geral;
b) Modalidade de acordo entre o interessado e o operador da RESP;
c) Modalidade de procedimento concorrencial.
3 - O disposto nos números anteriores não é aplicável:
a) Às UPAC, exceto àquelas em que se preveja que a injeção de excedentes na RESP seja superior a 1 MVA;
b) À hibridização;
c) Ao sobre-equipamento e ao sobre-equipamento autónomo;
d) Ao reequipamento.
4 - A DGEG aprova o modelo do título referido no n.º 2, que contém, pelo menos, os seguintes elementos:
a) Identificação do titular;
b) Potência de ligação do centro eletroprodutor em MVA;
c) Nível de tensão em kV e subestação de ligação;
d) Obrigações do titular em função da modalidade de atribuição do título.
5 - O título de reserva de capacidade de injeção na RESP confere ao seu titular o direito à utilização do ponto de injeção na RESP com a capacidade que lhe for atribuída, de forma firme ou com restrições, enquanto vigorar a licença de exploração que lhe corresponde.
6 - O título de reserva de capacidade de injeção na RESP caduca nas seguintes situações:
a) Não apresentação do pedido de licença de produção nos prazos estabelecidos no presente decreto-lei;
b) Não obtenção da licença de produção ou da licença de exploração nos prazos estabelecidos no presente decreto-lei;
c) Incumprimento do acordo referido na alínea b) do n.º 2;
d) Incumprimento das condições e prazos determinados no procedimento concorrencial;
e) Extinção da licença de produção ou da licença de exploração, por qualquer das formas previstas no presente decreto-lei.
7 - A caducidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP habilita a nova atribuição da respetiva capacidade.
8 - Os títulos de reserva de capacidade de injeção na RESP atribuídos nas modalidades referidas no n.º 2 são transmissíveis até à emissão da licença de produção, efetuando-se a sua transmissão através de averbamento no título a efetuar pela DGEG ou pelo operador de rede competente.
9 - Há transmissão do título sempre que ocorra alteração, direta ou indireta, do controlo sobre o titular do título de reserva de capacidade de injeção na RESP.
10 - O pedido de alteração da titularidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP depende de reforço da caução em metade do valor estabelecido no artigo 13.º, sendo esse reforço condição para a realização do averbamento.
11 - A constituição de sociedade comercial cujo objeto social abranja o exercício das atividades de construção e exploração de centro eletroprodutor ou de instalação de armazenamento ou de UPAC e que tenha como únicos sócios os titulares do título de reserva de capacidade de injeção na RESP não está sujeito ao reforço de caução determinado no número anterior.
12 - Não está sujeito ao disposto no n.º 10 a oneração das participações sociais a favor de entidades financiadoras, alterações do domínio direto do titular decorrentes de execução de penhores de participações sociais no quadro dos acordos celebrados com as mesmas entidades financiadoras, ou alterações de domínio direto no quadro de operações de reestruturação de grupos que não impliquem alteração do beneficiário efetivo registado no Registo Central de Beneficiário Efetivo (RCBE).
13 - Exceto nos casos de atribuição de título de capacidade de injeção na RESP na modalidade de procedimento concorrencial, os operadores da RESP podem alterar, por razões técnicas e não imputáveis ao interessado, a subestação e/ou o nível de tensão de ligação à subestação, mantendo-se os restantes elementos.
14 - No caso da atribuição de título de reserva de capacidade na modalidade geral, a alteração referida no número anterior pode ocorrer a pedido do interessado. |
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Artigo 19.º
Título de reserva de capacidade de injeção na Rede Elétrica de Serviço Público na modalidade de acesso geral |
1 - O título de reserva de capacidade de injeção na RESP na modalidade de acesso geral depende de pedido do requerente, submetido na plataforma eletrónica a que se refere o artigo 15.º, para atribuição da capacidade disponível publicitada nos termos dos números seguintes.
2 - Para o efeito previsto no número anterior, a DGEG publicita no seu sítio na Internet, no prazo de seis meses a contar da data da entrada em vigor do presente decreto-lei, a capacidade de injeção na RESP disponível na RNT e RND, por subestação de ligação e nível de tensão, tendo por referência o dia 31 de dezembro do ano anterior que, para o efeito, lhe é comunicada pelos operadores de rede.
3 - A DGEG publicita, igualmente, no seu sítio na Internet, a capacidade de injeção na RESP que pode ser disponibilizada com restrições definidas pelo operador da RESP, observando os padrões de planeamento estabelecidos, na parte aplicável, no Regulamento das Redes.
4 - A capacidade de injeção na RESP disponível é automaticamente atualizada em função das atribuições efetuadas, incluindo as que ocorram em procedimento de registo prévio, dos pedidos apresentados ou de novas capacidades entretanto criadas no âmbito da concretização do plano de desenvolvimento e investimento da RNT (PDIRT) e do plano de desenvolvimento e investimento da RND (PDIRD) que são comunicadas pelos respetivos operadores de rede à DGEG.
5 - Caso não ocorra a atribuição do título de reserva de capacidade ou este cesse a sua vigência nos termos previstos no presente decreto-lei, a respetiva capacidade de injeção na RESP fica disponível para nova atribuição e é publicitada nos termos estabelecidos no presente artigo.
6 - O requerente apresenta à DGEG o pedido de reserva de capacidade de injeção na RESP, indicando um único valor de capacidade de injeção, com a identificação da subestação de ligação e nível de tensão e o operador de rede a que se pretende ligar.
7 - O pedido é liminar e automaticamente rejeitado no momento da submissão através da plataforma eletrónica, nos seguintes casos:
a) Quando não se refira a uma subestação publicitada nos termos do n.º 1 ou exceda a capacidade total disponível da subestação pretendida;
b) Quando a capacidade de injeção na RESP pretendida já tenha sido requerida em pedido precedente, sem prejuízo de poder ser apresentado novo pedido em função da atualização permanente e automática prevista no n.º 4.
8 - Não ocorrendo rejeição liminar nos termos do número anterior, a DGEG, no prazo de cinco dias, quando o pedido incida sobre capacidade de injeção na RESP sem restrições, notifica o requerente para prestar caução no prazo de 20 dias, sob pena de rejeição do pedido.
9 - Quando o pedido incida sobre capacidade de injeção na RESP com restrições, conforme listagem publicada nos termos do presente artigo, o requerente deve apresentar o pedido instruído com a pronúncia prévia do operador de rede competente, a qual deve identificar as restrições aplicáveis à ligação pretendida, aplicando-se o previsto no número anterior em matéria de prestação de caução.
10 - No prazo de cinco dias após a prestação da caução, a DGEG remete o pedido ao operador da RNT ou ao operador da RND, consoante o caso, que o decide no prazo de 45 dias, devendo, nesse prazo e quando tecnicamente necessário, promover a audição do gestor global do SEN.
11 - O operador da RESP pode solicitar esclarecimentos adicionais, por uma só vez, suspendendo-se o prazo de decisão do pedido pelo período máximo de 30 dias, sendo este período de suspensão refletido no prazo aplicável a todos os pedidos subsequentes.
12 - A decisão referida no n.º 10 segue a prioridade decorrente da ordem da remessa dos pedidos pela entidade licenciadora, a qual respeita o registo da respetiva ordem de entrada na plataforma eletrónica, e pode ser recusada com fundamento nas seguintes situações:
a) Não pagamento da prestação do serviço, nos termos estabelecidos no Regulamento de Relações Comerciais, e no prazo de 10 dias após notificação para o efeito realizada pelo operador da RESP competente;
b) Não pagamento da contribuição ao SEN nos termos previstos no número seguinte, no prazo referido na alínea anterior;
c) Quando não existam condições técnicas que permitam implementar a ligação à rede, ou possa afetar-se a segurança e fiabilidade da RESP.
13 - A emissão do título de reserva de capacidade depende do prévio pagamento de uma compensação ao SEN, no valor equivalente a (euro) 1500,00 por MVA, efetuado mediante depósito bancário em nome do operador de rede emitente que posteriormente o remete ao operador da RNT, que o considera como abatimento aos proveitos a recuperar no âmbito da tarifa de uso global do sistema, nas parcelas que incluem os CIEG.
14 - A decisão do pedido de reserva de capacidade de injeção na RESP é comunicada pelo operador da RNT ou RND, consoante o caso, ao requerente e à entidade licenciadora e quando favorável implica a emissão do título de reserva de capacidade de injeção na RESP no prazo de 10 dias.
15 - É admissível a atribuição de acesso à rede a instalações de consumo ligadas ao mesmo ponto de ligação de centro eletroprodutor que disponha de capacidade de injeção na rede, nos seguintes termos:
a) A capacidade de ligação para consumo a atribuir nos termos do presente número não pode exceder, no conjunto das instalações de consumo ligadas a esse ponto de ligação, 50 /prct. da capacidade de injeção do centro eletroprodutor;
b) A atribuição de capacidade para consumo depende de validação prévia, pelo operador da rede, da existência de capacidade disponível, tendo em consideração cenários de ausência de produção no ponto de injeção, o perfil de consumo da instalação de consumo e o perfil de produção do centro eletroprodutor.
16 - Compete à DGEG definir, por regulamento, os critérios técnicos aplicáveis à avaliação da capacidade da rede para efeitos da atribuição do acesso previsto no número anterior, incluindo os procedimentos, cenários de segurança da rede e condições de limitação de potência a aplicar pelos operadores de rede. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 20.º
Título de reserva de capacidade de injeção na Rede Elétrica de Serviço Público na modalidade de acordo entre o interessado e o operador da Rede Elétrica de Serviço Público |
1 - Nos casos em que não exista capacidade de receção na RESP e tenha sido definida a quota referida no número seguinte, pode ser celebrado acordo entre o interessado e o operador da RNT ou RND, consoante o caso, pelo qual aquele assume os encargos financeiros decorrentes da construção ou reforço da rede necessários para a receção da energia da instalação de armazenamento ou produzida pelo centro eletroprodutor ou pela UPAC.
2 - Para efeito da celebração de acordos para construção ou reforço da RESP, o membro do Governo responsável pela área da energia, tendo em conta as metas de energia renovável a atingir pelo País definidas nos planos estratégicos, pode definir, mediante despacho, a capacidade máxima de injeção na RESP a atribuir nesta modalidade até ao dia 15 de janeiro de cada ano, nos seguintes termos:
a) Por tecnologia de produção;
b) Por operador da RESP;
c) Por produção com injeção total na RESP e produção para autoconsumo.
3 - Os pedidos para a celebração de acordo são apresentados, até ao dia 15 de abril, ao operador da RESP, não podendo incidir sobre pontos de injeção na RESP integrados na modalidade de procedimento concorrencial.
4 - Com a apresentação do pedido, o interessado remete à DGEG o documento de prestação de caução nos termos estabelecidos no artigo 13.º, sob pena de rejeição imediata do pedido.
5 - A apreciação liminar e hierarquização dos pedidos de celebração de acordo para a construção ou reforço da rede obedece aos seguintes critérios:
a) Critérios técnicos de segurança e fiabilidade do SEN, designadamente os relativos ao aproveitamento de infraestruturas e à otimização da operação e gestão do SEN;
b) Critérios de sustentabilidade de caráter territorial e ambiental, designadamente os referentes à eficiência e racionalização do planeamento da infraestrutura, mediante a utilização conjunta por vários interessados, da obtenção de informação prévia favorável emitida pelo município, da existência de declaração de impacte ambiental (DIA) favorável ao projeto do centro eletroprodutor ou da UPAC ou do comprovativo do título contratual que legitime o uso dos terrenos necessários à respetiva utilização;
c) Metas a que Portugal esteja obrigado em função da tecnologia aplicável.
6 - A densificação dos critérios referidos no número anterior e ponderação relativa a atribuir a cada um são estabelecidos pelos operadores da RESP.
7 - Até 10 de agosto, o operador de rede, após articulação com o gestor global do SEN ou com o gestor integrado das redes de distribuição, consoante o caso, procede à hierarquização dos pedidos de acordo com os critérios estabelecidos nos termos do presente artigo, propondo a aprovação da lista provisória com os pedidos aceites e excluídos, incluindo a respetiva fundamentação e respeitando o limite definido nos termos do n.º 2.
8 - No prazo de cinco dias após a sua elaboração, o operador da RESP comunica à DGEG a lista referida no número anterior, que, no prazo de cinco dias, notifica os interessados cujos pedidos foram excluídos para, em sede de audiência prévia, se pronunciarem, querendo, no prazo de 10 dias.
9 - A validação final é efetuada pela DGEG, ouvido o operador da RESP, no prazo de 10 dias após o decurso do prazo de audiência prévia referido no número anterior, e é notificada aos interessados no prazo de cinco dias e publicitada no seu sítio na Internet.
10 - Os pedidos excluídos podem, no decurso do ano de apresentação e no ano seguinte, e mediante comunicação do operador da RESP, vir a ser objeto de aprovação para substituição dos pedidos, isolados ou em partilha, que não tenham conduzido à celebração de acordo, respeitando, quando tecnicamente possível, a hierarquização efetuada.
11 - A 31 de dezembro do segundo ano, contado após a data de início do processo em causa, nos termos do n.º 3, os pedidos apresentados que não tenham conduzido à celebração de acordo caducam, podendo ser novamente apresentados no ano seguinte.
12 - A realização de acordos entre os requerentes de pedidos de acordo e o ORD estão condicionados à existência ou criação de capacidade de receção nas subestações da RNT que alimentam a RND nas zonas objeto desses pedidos de acordo.
13 - No prazo de 10 dias após a publicitação da validação final nos termos do n.º 9, o operador da RESP informa o(s) interessado(s) do orçamento para a realização dos estudos de rede e respetivo prazo de pagamento, o qual é condição prévia e necessária à realização dos estudos orçamentados.
14 - A falta de pagamento nos termos do número anterior implica a caducidade do procedimento.
15 - Até 30 de abril do ano seguinte, o operador da rede envia aos interessados cujos pedidos foram aprovados e que efetuaram o pagamento referido no número anterior os seguintes elementos informativos:
a) Os estudos de rede;
b) O custo dos reforços ou da construção da nova infraestrutura, incluindo os critérios de repartição pelos interessados, quando for o caso;
c) Prazo de disponibilização da nova infraestrutura; d) Proposta de acordo.
16 - O interessado dispõe de um prazo de 30 dias para comunicar ao operador de rede a aceitação ou recusa na celebração do acordo.
17 - Em caso de aceitação, o acordo é celebrado até 30 de novembro do ano a que se refere o n.º 15, sob pena de caducidade do pedido.
18 - O operador da RESP remete à DGEG e ao gestor global do SEN cópia do acordo referido no n.º 1 no prazo de cinco dias após a respetiva celebração. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 21.º
Conteúdo e efeitos do acordo entre o interessado e operador da Rede Elétrica de Serviço Público |
1 - Na modalidade de acordo entre o interessado e o operador da RESP, o título de reserva de capacidade de injeção na RESP é o próprio acordo.
2 - A minuta de acordo a celebrar pelo interessado e o operador da RESP é aprovada pela DGEG, após audição dos operadores da RESP.
3 - Os encargos com os investimentos para construção ou reforço da rede podem ser assumidos por um ou vários interessados que pretendam partilhar entre si os respetivos custos, nos termos a acordar com o operador de rede respetivo, sem prejuízo da celebração de um acordo com cada interessado.
4 - O acordo inclui: a) Os direitos, obrigações e as condições a observar, tendo em vista a criação de capacidade de injeção de potência na RESP; b) A capacidade de injeção na RESP atribuída ao interessado; c) Os encargos, plano de pagamentos e plano de apresentação e liberação de garantias.
5 - O valor definitivo a suportar pelo interessado corresponde ao valor final a apurar após a conclusão de todos os trabalhos, devendo, com a celebração do acordo, efetuar-se o pagamento do valor correspondente a 5 /prct. do orçamento apresentado pelo operador de rede, sendo caucionado o remanescente do valor que é posteriormente liberado em função do cumprimento do plano de pagamentos acordado.
6 - Compete à ERSE, a pedido do interessado, arbitrar os valores da comparticipação devida pelos interessados quando sobre aqueles não haja acordo entre as partes.
7 - Os centros eletroprodutores, as UPAC e as instalações de armazenamento que tenham obtido título de reserva de capacidade de injeção na RESP na modalidade de acordo entre o interessado e o operador de rede estão isentos de pagamento do encargo para comparticipação dos reforços de rede, nos termos definidos regulamentarmente pela ERSE.
8 - As infraestruturas construídas ou reforçadas ao abrigo de acordo integram-se, através da entrega em espécie e sem necessidade de qualquer formalidade, no domínio público do concedente e no objeto da concessão não podendo ser consideradas como ativo a remunerar na parte correspondente ao custo suportado pelo requerente. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 22.º
Título de reserva de capacidade de injeção na Rede Elétrica de Serviço Público na modalidade de procedimento concorrencial |
1 - O membro do Governo responsável pela área da energia pode determinar a realização de procedimento concorrencial para atribuição de título de reserva de capacidade de injeção na RESP.
2 - O título previsto no número anterior é emitido pelo operador da RESP nos termos comunicados pela entidade gestora do procedimento concorrencial.
3 - O procedimento concorrencial destina-se à atribuição de título de reserva de capacidade de injeção na RESP para produção de eletricidade, a partir de fontes de energia renováveis, podendo abranger uma ou mais tecnologias de produção e incluir ou não instalações de armazenamento, e é aberto a todos os interessados que preencham os requisitos definidos, seguindo critérios transparentes, claros e não discriminatórios.
4 - As peças do procedimento definem, designadamente, o objeto do procedimento e a modalidade adotada, que pode revestir a modalidade de leilão eletrónico, as condições e critérios da atribuição da reserva de injeção na RESP, os requisitos para a qualificação dos interessados, os modelos de remuneração admitidos e o respetivo acesso, a duração e as condições de manutenção, os prazos para a entrada em funcionamento dos centros eletroprodutores e respetivas prorrogações, bem como o valor da caução destinada a garantir o cumprimento de todas as obrigações dos interessados.
5 - O anúncio da abertura do procedimento é publicado no Diário da República e as peças do procedimento publicitadas no sítio na Internet da DGEG e, em caso de leilão eletrónico, também na plataforma eletrónica de registo dos interessados.
6 - Os atos referidos nos n.os 1, 4 e 5 são aprovados por despacho do membro do Governo responsável pela área da energia.
7 - A condução do procedimento incumbe à DGEG, cabendo ao respetivo diretor-geral a decisão do procedimento concorrencial que deve ser comunicada aos interessados e ao operador da RESP para emissão do título previsto no n.º 2.
8 - O procedimento concorrencial é exclusivamente regido:
a) Pelo presente decreto-lei;
b) Pelas peças do procedimento, nomeadamente o programa do procedimento e o caderno de encargos, ou o regulamento do leilão.
9 - Verificando-se o incumprimento pelo adjudicatário selecionado no âmbito do procedimento concorrencial das condições aí estabelecidas, a DGEG procede à audiência prévia do interessado e, caso se verifique que o incumprimento lhe é imputável, determina a perda da reserva de capacidade de injeção na RESP, das cauções prestadas, bem como de outros direitos decorrentes da adjudicação.
10 - A decisão de realização de prévio procedimento concorrencial determina a imediata caducidade dos pedidos de atribuição de reserva de capacidade de injeção na RESP na modalidade de acesso geral referentes aos pontos de injeção a integrar no procedimento e que se encontrem pendentes àquela data, devolvendo-se a respetiva caução no prazo de 10 dias a contar da data de abertura do procedimento.
11 - Nos casos referidos no número anterior, os requerentes podem apresentar-se no procedimento concorrencial ou apresentar novo pedido, após encerramento do procedimento concorrencial, caso o ponto de injeção na rede não tenha sido atribuído no âmbito daquele procedimento.
12 - O procedimento concorrencial não pode abranger pontos de injeção na RESP que tenham sido objeto de acordo entre o interessado e o operador da RESP ou, quando o acordo não tenha sido celebrado, já tenha ocorrido pagamento do orçamento referido no n.º 13 do artigo 20.º, devolvendo-se nas restantes situações a caução prestada, no prazo de 10 dias a contar da abertura do procedimento.
13 - Sem prejuízo dos procedimentos específicos previstos nos regimes jurídicos das servidões e restrições de utilidade pública, são reconhecidos o interesse público e a utilidade pública, para todos os efeitos previstos em normas legais ou regulamentares, designadamente para efeito de constituição de servidões e expropriações de utilidade pública, da instalação de centros eletroprodutores, incluindo centros eletroprodutores híbridos ou hibridizados, instalações de armazenamento e respetivas linhas de ligação até ao ponto de interligação que tenham obtido título de reserva de capacidade de injeção na RESP ao abrigo de procedimento concorrencial.
14 - A DGEG acompanha o desenvolvimento e a execução dos projetos referentes às adjudicações efetuadas no âmbito de procedimentos concorrenciais, assegurando a devida articulação entre as entidades públicas envolvidas.
15 - Após o decurso dos prazos estabelecidos para a entrada em exploração dos projetos referidos no número anterior, a DGEG elabora relatório, a publicitar no seu sítio na Internet, contendo a análise dos resultados obtidos, designadamente a taxa de realização dos projetos, sugestões de boas práticas a adotar pelos adjudicatários e entidades públicas nos procedimentos administrativos inerentes e ainda os encargos e benefícios resultantes para o SEN da adoção do procedimento.
16 - A frequência de procedimentos concorrenciais a concretizar, a tipologia de modelos de remuneração a adotar e capacidade a disponibilizar, bem como as tecnologias a eleger, são publicitadas pela DGEG no seu sítio na Internet com uma calendarização indicativa para períodos de três a cinco anos. |
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Artigo 23.º
Unificação de procedimentos |
1 - O procedimento concorrencial para atribuição do título de reserva de capacidade de injeção na RESP referente a tecnologia de produção de fonte ou localização oceânica que careça de título privativo de utilização do espaço marítimo nacional substitui os procedimentos estabelecidos para a formação dos respetivos contratos de concessão, sendo a abertura do procedimento determinada pelos membros do Governo responsáveis pela área da energia, do mar e competentes em razão da matéria.
2 - Nos casos referidos no número anterior, as entidades competentes para atribuição dos títulos referentes ao domínio hídrico do Estado são entidades adjudicantes juntamente com a DGEG nos termos estabelecidos nas peças do procedimento, as quais são aprovadas pelos membros do Governo competentes em razão da matéria.
3 - O disposto nos números anteriores é aplicável ao procedimento concorrencial para atribuição do título de reserva de capacidade de injeção na RESP para produção de eletricidade a partir da conversão de energia solar por centros eletroprodutores fotovoltaicos flutuantes que careçam de título de utilização dos recursos hídricos.
4 - O disposto nos números anteriores não prejudica o cumprimento da legislação e dos planos de gestão ou de ordenamento aplicáveis aos referidos recursos do domínio público hídrico. |
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SECÇÃO III
Licença de produção
| Artigo 24.º
Pedido de atribuição de licença de produção |
1 - O procedimento para atribuição de licença de produção inicia-se com a apresentação, pelo interessado, de um pedido dirigido à entidade licenciadora, devidamente instruído nos termos previstos no anexo i do presente decreto-lei e do qual faz parte integrante.
2 - A obtenção dos pareceres, autorizações, decisões ou licenças previstas no anexo i do presente decreto-lei incumbe ao requerente.
3 - Após a obtenção do título de reserva de capacidade de injeção na RESP, o requerente promove em simultâneo o procedimento para atribuição de licença de produção e o processo de ligação do centro eletroprodutor, da instalação de armazenamento ou da UPAC à rede, a desenvolver junto do respetivo operador da RESP.
4 - No caso de pedidos de nova licença de produção para alteração substancial do centro eletroprodutor ou para hibridização, a entidade licenciadora informa o requerente dos elementos instrutórios já entregues e existentes no âmbito do licenciamento inicial que se mantêm válidos.
5 - Os pedidos apresentados são publicitados no sítio na Internet da entidade licenciadora. |
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Artigo 25.º
Verificação da conformidade da instrução do pedido de atribuição de licença de produção |
1 - No prazo máximo de 10 dias após a receção do pedido, a entidade licenciadora decide as questões de ordem formal e processual que possam obstar ao conhecimento do pedido, determinando:
a) O aperfeiçoamento do pedido, sempre que faltar documento instrutório exigível para o conhecimento da pretensão e cuja falta não possa ser oficiosamente suprida;
b) A rejeição liminar quando, da análise dos elementos instrutórios, resultar que o pedido é manifestamente contrário às normas legais ou regulamentares aplicáveis.
2 - No caso previsto na alínea a) do número anterior, o requerente é notificado, por uma única vez, para, no prazo que lhe for fixado, e que não pode ser superior a 30 dias, corrigir ou completar o pedido.
3 - A falta de apresentação dos elementos solicitados ou a sua apresentação deficiente implica o indeferimento do pedido, a proferir no prazo de 10 dias contados do final do prazo para apresentação dos elementos adicionais.
4 - Previamente ao indeferimento da pretensão, a DGEG promove a audição do requerente, nos termos previstos no CPA.
5 - Não ocorrendo rejeição liminar nem indeferimento nos termos e prazos previstos nos números anteriores, presume-se que o requerimento se encontra corretamente instruído, incumbindo à entidade licenciadora, no prazo de cinco dias após a decisão, expressa ou tácita, das questões de ordem formal ou processual:
a) Emitir as guias para pagamento das taxas devidas, a pagar pelo requerente no prazo de 10 dias a contar da notificação para o efeito;
b) Promover a consulta a entidades externas que devam emitir parecer, autorização ou decisão sobre a pretensão e cuja pronúncia não se inclua no anexo i do presente decreto-lei;
c) Promover a consulta do operador da RESP e, quando se justifique, do gestor global do SEN.
6 - O prazo para a pronúncia das entidades é de 20 dias contados da receção do pedido formulado pela entidade licenciadora, sem prejuízo dos prazos específicos previstos na legislação setorial aplicável.
7 - A entidade consultada dispõe de cinco dias após a receção do pedido para pedir, por uma única vez, elementos adicionais, que lhe devem ser fornecidos no prazo máximo de 15 dias, durante o qual o prazo referido no número anterior se suspende.
8 - A falta de emissão do parecer no prazo estabelecido no n.º 6 equivale a não oposição ao provimento do pedido. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 26.º
Consulta ao operador da rede elétrica de serviço público e ao gestor global do Sistema Elétrico Nacional |
1 - A entidade licenciadora solicita a pronúncia do operador de rede e, caso se justifique, a pronúncia do gestor global do SEN, sobre as condições e regime de injeção aplicável ao centro eletroprodutor, bem como sobre a segurança e fiabilidade das redes, podendo essa pronúncia ser solicitada em qualquer fase do procedimento e previamente à decisão da entidade licenciadora.
2 - O prazo para a emissão de informação ou de parecer solicitado nos termos do número anterior é de 20 dias contados a partir da data da receção do pedido formulado pela entidade licenciadora.
3 - A entidade consultada nos termos do n.º 1 dispõe de 10 dias após a receção do pedido para pedir esclarecimentos ou informações complementares, caso em que o prazo referido no número anterior se suspende até à resposta da entidade licenciadora. |
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Artigo 27.º
Critérios gerais para atribuição de licença de produção |
1 - São critérios gerais da decisão de atribuição de licença de produção:
a) A contribuição para a promoção da segurança do abastecimento, à luz do respetivo relatório de monitorização;
b) O contributo para a concretização dos objetivos da política energética e ambiental expressos nos instrumentos estratégicos vigentes, designadamente os decorrentes do Plano Nacional Energia e Clima 2030, aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 53/2020, de 10 de julho, e no Roteiro para a Neutralidade Carbónica 2050, aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 107/2019, de 1 de julho;
c) A quota de capacidade de produção de eletricidade detida pelo interessado no âmbito do Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL), em 31 de dezembro do ano anterior ao da apresentação do pedido, a qual não pode ser superior a 40 /prct.;
d) A fiabilidade e a segurança da rede elétrica, das instalações e do equipamento associado, nos termos previstos no Regulamento das Redes;
e) As características específicas do requerente, designadamente a sua capacidade técnica e financeira.
2 - Para efeito do disposto na alínea b) do número anterior, deve ser considerada a reserva, de uma capacidade de receção de 800 MW no nó de Sines, com a finalidade de promoção do uso local de energias renováveis, a qual é utilizada nos termos a definir por portaria do membro do Governo responsável pela área da energia.
3 - Para os efeitos da determinação da quota de capacidade de produção de eletricidade no âmbito do MIBEL nos termos da alínea c) do n.º 1, deve ser considerada a potência garantida aparente instalada de:
a) Todas as instalações de produção de eletricidade, tituladas diretamente pelo requerente ou por sociedades por si dominadas, direta ou indiretamente, neste caso, na proporção da respetiva participação, bem como aquelas que sejam tituladas por sociedade com a qual mantenha relação de grupo;
b) Todos os títulos de controlo prévio, eficazes, emitidos a favor do requerente ou a sociedades por si dominadas, direta ou indiretamente, bem como aquelas que sejam tituladas por sociedade com a qual mantenha relação de grupo, independentemente da respetiva entrada em exploração.
4 - Ao requerente que detenha uma quota de produção de eletricidade no âmbito do MIBEL superior à estabelecida nos termos do presente decreto-lei só pode ser atribuída licença de produção desde que até à data da atribuição da licença de exploração encerre ou aliene explorações ou instalações de produção de eletricidade de capacidade suficiente para não exceder a referida quota. |
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Artigo 28.º
Decisão do pedido de atribuição de licença de produção |
1 - Concluída a instrução do procedimento nos termos previstos nos artigos anteriores, a entidade licenciadora profere decisão no prazo de 30 dias a contar do final do prazo de pronúncia das entidades consultadas.
2 - No caso de projeto de decisão desfavorável, a entidade licenciadora procede à audiência prévia do interessado nos termos previstos no CPA.
3 - Em caso de indeferimento do pedido de atribuição de licença de produção, o requerente deve ser informado do respetivo fundamento.
4 - A decisão proferida sobre o pedido de atribuição da licença deve ser notificada ao requerente, ao operador da rede relevante, ao gestor global do SEN e às demais entidades que tenham tido intervenção no procedimento, sendo ainda, publicitada no sítio na Internet da entidade licenciadora. |
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Artigo 29.º
Conteúdo da licença de produção |
1 - A licença de produção contém, nomeadamente, os seguintes elementos:
a) Identificação completa do titular;
b) Principais características do centro eletroprodutor, da UPAC ou das instalações de armazenamento, sua localização, indicação da fonte primária de energia e da tecnologia utilizada;
c) Indicação do ponto de receção na RESP, da potência máxima injetável na rede sem restrições e, quando aplicável, da potência máxima injetável com identificação das restrições estabelecidas e da potência instalada bruta e líquida, em MW e MVA, nível mínimo de funcionamento estável e, quando aplicável, níveis mínimo e máximo de regulação;
d) Código de ponto de entrega (CPE) da instalação utilizadora associada em caso de UPAC ou, no caso de inexistir ainda CPE, menção expressa de que a atribuição da licença de exploração da UPAC fica dependente da sua atribuição;
e) Descrição sumária das obras e dos trabalhos de construção da ligação desde a instalação até ao ponto de interligação a suportar pelo titular da licença;
f) Regime de remuneração aplicável, com especificação das respetivas condições e, quando aplicável, dos prazos de vigência;
g) Prazo fixado para o início da exploração do centro eletroprodutor;
h) Outras obrigações ou condições especiais a que eventualmente fique sujeito o titular da licença.
2 - A licença de produção pode estabelecer valores diferentes para a potência máxima injetável na RESP e para a potência instalada bruta e líquida, em MW e MVA, podendo, ainda, estabelecer restrições predefinidas para a totalidade ou parte da capacidade de injeção.
3 - A licença de produção incorpora todas as condições a que se sujeita o desenvolvimento da atividade e que sejam determinadas pela entidade licenciadora e pelas entidades que ao abrigo de legislação setorial aplicável devam emitir licenças, autorizações ou pareceres vinculativos, podendo, neste último caso, fazê-lo por simples remissão para os documentos emitidos pelas entidades competentes.
4 - Em anexo à licença de produção constam os seguintes documentos:
a) Título de reserva de capacidade de injeção na RESP;
b) Todas as licenças, autorizações e pareceres vinculativos emitidos, nos termos do número anterior;
c) Liberação do valor da caução prestada para atribuição do título de reserva de capacidade de injeção na RESP, em um terço do valor inicial, e identificação do valor da caução que se mantém para garantia do cumprimento das obrigações do titular da licença de produção até à entrada em exploração do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento;
d) Esquema unifilar da instalação elétrica no seu todo e, na existência de elementos partilhados, identificação da instalação que contém os elementos de ligação à RESP. |
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SECÇÃO IV
Regime da licença de produção
| Artigo 30.º
Duração da licença de produção |
1 - A licença de produção não está sujeita a prazo de duração, sem prejuízo do disposto no número seguinte.
2 - Nos casos em que a instalação do centro eletroprodutor, da instalação de armazenamento ou da UPAC dependa de título de utilização dos recursos hídricos ou de título de utilização do espaço marítimo, a licença de produção tem o prazo estabelecido nos respetivos títulos de utilização. |
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Artigo 31.º
Direitos e deveres do titular da licença de produção |
1 - São direitos do titular da licença de produção, nos termos do presente decreto-lei e da respetiva licença:
a) Instalar o centro eletroprodutor, a UPAC ou a instalação de armazenamento nos termos estabelecidos na licença de produção;
b) Vender energia elétrica em mercados organizados ou através de contratos bilaterais e comprar energia elétrica até ao limite da capacidade de injeção definida na licença de produção;
c) Estabelecer e explorar linhas diretas para abastecimento de eletricidade a clientes finais quando o mesmo não possa ser efetuado através da RESP ou quando for técnica e economicamente mais vantajoso para o SEN, de acordo com a avaliação feita pela entidade licenciadora da instalação elétrica;
d) Entregar a eletricidade produzida a entidade legalmente incumbida de adquirir a eletricidade de fonte renovável, contra o pagamento da remuneração garantida de que beneficie o centro eletroprodutor, quando aplicável;
e) Entregar a eletricidade produzida, a um agregador ou comercializador, contra o pagamento de remuneração a um preço livremente determinado entre as partes;
f) Vender capacidade de armazenamento a terceiros.
2 - São deveres do titular da licença de produção, nos termos do presente decreto-lei e da respetiva licença:
a) Cumprir o disposto na licença de produção;
b) Obter as licenças, autorizações ou pareceres que ao abrigo de legislação setorial aplicável sejam necessárias à instalação e funcionamento do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento, que não tenham instruído o pedido de licença de produção;
c) Comunicar à DGEG e ao respetivo operador da rede a conclusão da instalação do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento;
d) Requerer a emissão da licença de exploração dentro do prazo estabelecido na licença de produção;
e) Iniciar a exploração do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento no prazo fixado na licença de produção ou, na falta deste, no prazo previsto no presente decreto-lei;
f) Manter e explorar o centro eletroprodutor, a UPAC ou a instalação de armazenamento conforme as melhores práticas industriais;
g) Cumprir todas as disposições legais e regulamentares em vigor, designadamente as constantes dos regulamentos aprovados pela ERSE;
h) Enviar à DGEG e à ERSE os dados informativos referentes ao funcionamento e à exploração do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento, nos seguintes termos:
i) Até ao dia 15 de cada mês, os dados referentes ao mês anterior;
ii) Até ao final do mês de março de cada ano, os dados anuais referentes ao ano civil anterior;
i) Constituir e manter atualizado o seguro de responsabilidade civil exigido nos termos do presente decreto-lei;
j) Permitir e facilitar o acesso das entidades licenciadoras e fiscalizadoras às suas instalações, facultando-lhes as informações e os dados necessários ao exercício da sua atividade de fiscalização;
k) Permitir e facilitar o acesso às suas instalações por parte das entidades competentes para efeitos da verificação da disponibilidade do centro eletroprodutor ou da instalação de armazenamento;
l) Comunicar previamente à entidade licenciadora, que informa o operador da RESP, a realização de quaisquer alterações ao centro eletroprodutor, à UPAC ou à instalação de armazenamento que não estejam sujeitas à obtenção de nova licença de produção;
m) Instalar e manter em boas condições de funcionamento os canais de comunicação e os equipamentos com as características indicadas pelo gestor global do SEN e que permitam em contínuo a partilha de informação entre este e o centro eletroprodutor, a UPAC ou a instalação de armazenamento;
n) Instalar e manter em boas condições de funcionamento, em centros eletroprodutores ou instalações de armazenamento com potência instalada superior a 1 MW e nas UPAC que prevejam injetar excedentes superiores a 1 MVA na RESP, os canais de comunicação e os equipamentos com as características indicadas pelo gestor global do SEN, que permitam o ajustamento da potência ativa injetada na RESP sempre que por este lhes seja comunicada instrução;
o) Cumprir todas as instruções de despacho emitidas pelo gestor global do SEN;
p) Manter na instalação, devidamente organizado e atualizado, um arquivo contendo todos os documentos e registos relevantes respeitantes ao processo de licenciamento da produção, nomeadamente todas as licenças, autorizações e pareceres emitidos nesse âmbito, o projeto aprovado, os relatórios de vistoria e os demais elementos pertinentes, em condições de poderem ser disponibilizados para acesso e consulta da informação por parte das entidades fiscalizadoras e demais entidades intervenientes no processo de licenciamento. |
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Artigo 32.º
Autorização para realização de testes e ensaios e exploração em regime experimental |
1 - A realização de testes e ensaios prévios ao início da exploração do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento depende de pedido do titular da licença de produção e de autorização da DGEG, podendo incidir sobre unidades suscetíveis de funcionamento autónomo, no caso de construção faseada, ou sobre a totalidade das instalações.
2 - O pedido de autorização para realização de testes e ensaios é acompanhado:
a) Do programa de testes a realizar e sua duração, subscrito pelo técnico ou peritos responsáveis pela sua execução;
b) De parecer do operador da rede a que se liga o centro eletroprodutor, a UPAC ou a instalação de armazenamento com indicação de que estão reunidas as condições de ligação e injeção de energia na rede necessárias para tal efeito;
c) De declaração, sob compromisso de honra do titular da licença de produção, de que a instalação está em conformidade com os termos da respetiva licença, da regulamentação aplicável, em condições técnicas e de segurança para a realização do programa referido na alínea a);
d) De parecer favorável, com ou sem condições, do gestor global do SEN.
3 - O pedido é liminarmente indeferido se não tiver sido instruído com os elementos previstos no número anterior.
4 - A DGEG profere decisão sobre o pedido de autorização no prazo de 20 dias contados da receção do pedido, considerando-se o mesmo tacitamente deferido se não for objeto de decisão expressa naquele prazo e desde que o operador da rede se tenha pronunciado favoravelmente sobre a existência de condições de ligação à rede.
5 - A autorização define as condições e o período autorizado, que não deve exceder três meses, salvo circunstâncias excecionais reconhecidas pela DGEG.
6 - O pedido de exploração experimental prévio ao início da exploração do centro eletroprodutor ou da instalação de armazenamento pode ser solicitado pelos adjudicatários de procedimentos concorrenciais para unidades suscetíveis de funcionamento autónomo ou para a totalidade das instalações, com o limite máximo de 12 meses, incluindo-se no limite máximo estabelecido o período de testes que tenha sido concedido.
7 - Nos casos referidos no número anterior e após o decurso do período de exploração experimental, a continuação do funcionamento de unidades suscetíveis de funcionamento autónomo ou da totalidade das instalações depende da emissão de licença de exploração nos termos do artigo seguinte.
8 - O pedido de autorização de exploração experimental é instruído com o comprovativo da realização de testes e ensaios e respetivos resultados, referentes ao objeto do pedido, dispondo a DGEG do prazo de 10 dias para decisão.
9 - A autorização de exploração experimental não prejudica a aplicação dos prazos estabelecidos para a obtenção de licença de exploração referente à totalidade das instalações nos termos determinados nos procedimentos concorrenciais.
10 - Com a emissão da licença de exploração, para a totalidade do centro eletroprodutor ou da instalação de armazenamento ou para unidades suscetíveis de funcionamento autónomo, é aplicável, respetivamente, a remuneração específica que lhe corresponda.
11 - A energia injetada na RESP na fase de testes e ensaios ou de exploração experimental é remunerada ao preço livremente formado em mercados de eletricidade, através da celebração de um contrato com um agente de mercado, sendo imputados ao titular da licença de produção os encargos inerentes. |
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Secção V
Licença de exploração
| Artigo 33.º
Procedimento de atribuição de licença de exploração |
1 - A licença de exploração autoriza o início da exploração industrial do centro eletroprodutor, ou de cada uma das unidades geradoras suscetíveis de funcionamento autónomo que compõem o centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento.
2 - A realização da vistoria e a emissão de relatório que ateste a conformidade da instalação do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento com os termos da licença de produção, bem como com as normas legais e regulamentares aplicáveis, constituem condição da emissão da licença de exploração.
3 - O pedido para a emissão da licença de exploração é dirigido à entidade licenciadora, instruído com os seguintes elementos:
a) Declaração de conformidade de execução, assinada pelo responsável pela execução e pela entidade instaladora que ateste que a instalação está concluída e preparada para operar de acordo com o projeto aprovado e em observância das condições integradas na decisão final de atribuição da respetiva licença de produção, bem como, se for caso disso, que as alterações efetuadas estão em conformidade com as normas legais e regulamentares que lhe são aplicáveis;
b) De parecer do operador da rede competente com indicação de que estão reunidas as condições de ligação e injeção de energia na rede, designadamente as previstas no Regulamento (UE) 2016/631 da Comissão, de 14 de abril de 2016, e da Portaria n.º 73/2020, de 16 de março, quando aplicáveis, salvo se, quando lhe for solicitada a pronúncia, este indicar que se pronuncia no relatório de vistoria, devendo, nesse caso, ser entregue o relatório de vistoria em substituição do parecer;
c) De parecer favorável do gestor global do SEN, se não tiver sido consultado nos termos previstos no artigo 26.º;
d) Prova da celebração do seguro de responsabilidade civil;
e) Documento comprovativo da disponibilidade dos terrenos para a instalação do centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento nos termos do disposto no anexo i do presente decreto-lei.
4 - O pedido é rejeitado se não estiver instruído com os elementos previstos no número anterior e se o requerente não os entregar no prazo máximo de 10 dias após solicitação da DGEG.
5 - Estando o pedido devidamente instruído, a entidade licenciadora profere decisão sobre o pedido de licença de exploração no prazo de 10 dias contados da receção do relatório da vistoria, notificando-a ao requerente, ao operador da rede e ao gestor global do SEN.
6 - O pedido de licença de exploração só pode ser indeferido, após audiência prévia do requerente nos termos do CPA, com fundamento na desconformidade das instalações com os condicionamentos legais e regulamentares ou com as condições fixadas na licença de produção.
7 - A licença de exploração define as condições a que fica sujeita a exploração industrial e, uma vez concedida, passa a integrar as condições da licença de produção do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento a que se refere.
8 - A licença de exploração pode determinar, a pedido do titular da licença de produção, a entrada em funcionamento faseada da instalação.
9 - Com o pedido de vistoria, a DGEG emite licença de exploração provisória que habilita o centro eletroprodutor, a UPAC ou a instalação de armazenamento a entrar em funcionamento. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
-2ª versão: DL n.º 99/2024, de 03/12
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1 - A vistoria é efetuada pela DGEG ou por entidade com a devida acreditação, conforme indicado no pedido de atribuição da licença de exploração.
2 - A DGEG realiza a vistoria no prazo máximo de 30 dias após a receção do respetivo pedido, comunicando, com a antecedência de oito dias, ao titular da licença de produção e, se for o caso, às entidades que devam acompanhar a vistoria, o dia e a hora para a respetiva realização.
3 - Nos casos referidos no número anterior e não sendo a vistoria realizada no prazo máximo estabelecido, o titular da licença de produção pode, a suas expensas, solicitar a realização da mesma a uma entidade acreditada, informando a DGEG para o efeito.
4 - O operador de rede competente é convocado para acompanhar a vistoria, quando, nos termos referidos na alínea b) do n.º 3 do artigo anterior, assim o tenha determinado.
5 - Sem prejuízo do disposto no número anterior e nos casos em que a vistoria seja realizada pela DGEG, esta pode fazer-se acompanhar das demais entidades que se tenham pronunciado no processo de licenciamento e por outros técnicos ou peritos, à sua escolha.
6 - A DGEG pode contratar os serviços de entidades de reconhecida idoneidade e experiência para a prestação de apoio técnico na realização da vistoria.
7 - O relatório é subscrito por todos os intervenientes podendo conter, em anexo, as respetivas declarações individuais devidamente assinadas, e é comunicado ao titular da licença de produção no prazo máximo de cinco dias após a realização da vistoria.
8 - Quando o relatório da vistoria concluir pela desconformidade das instalações com disposições legais e regulamentares ou com as condições fixadas na licença de produção, deve indicar detalhadamente as normas ou condições cujo cumprimento não foi observado e, quando for o caso, das medidas corretivas a adotar e respetivo prazo.
9 - No caso referido no número anterior, o titular da licença de produção pode apresentar reclamação com efeitos suspensivos junto da DGEG, que decide no prazo máximo de 20 dias, findo o qual ocorre deferimento tácito da reclamação apresentada.
10 - A decisão favorável da DGEG, a toda ou parte da reclamação recebida, substitui na parte correspondente o disposto no relatório de vistoria.
11 - Quando o relatório de vistoria tenha determinado a adoção de medidas e tenha decorrido o prazo estabelecido para o efeito é realizada, por uma única vez, nova vistoria que segue o procedimento estabelecido para a vistoria inicial, reduzindo-se todos os prazos a metade. |
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SECÇÃO VI
Vicissitudes da licença de produção
| Artigo 35.º
Alteração da licença de produção |
1 - As alterações à licença de produção de centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento que não constituam uma alteração substancial dependem de prévia autorização da entidade licenciadora e são averbadas à licença de produção inicial e, quando aplicável, à licença de exploração.
2 - O pedido de alteração da licença de produção é instruído com os elementos previstos no anexo i do presente decreto-lei que sejam aplicáveis e é apresentado pelo respetivo titular à entidade licenciadora que pode, por uma única vez e no prazo de cinco dias após a receção do pedido, solicitar elementos adicionais a prestar no prazo máximo de 30 dias.
3 - Quando se justifique, a entidade licenciadora promove, no prazo de cinco dias após a receção do pedido, consulta prévia às entidades que se tenham pronunciado no âmbito da licença de produção nas questões que sejam objeto da alteração e ao operador de rede ou ao gestor global do SEN, seguindo-se os procedimentos estabelecidos nos artigos 25.º e 26.º quanto à emissão dos pareceres solicitados.
4 - A decisão é proferida no prazo de 15 dias após o decurso do prazo de resposta das entidades consultadas e quando negativa é precedida da audiência prévia do interessado.
5 - O diretor-geral da DGEG estabelece, por despacho a publicitar no sítio na Internet da DGEG, o tipo de alterações à licença que carecem de realização de nova vistoria, seguindo-se nesses casos o disposto no artigo anterior.
6 - A autorização da alteração da licença de produção é sempre comunicada ao titular da licença, às entidades que se tenham pronunciado no âmbito da licença alterada, ou no âmbito do procedimento de alteração, ao respetivo operador de rede e, quando justificado, ao gestor global do SEN.
7 - Não constituem alterações à licença de produção as telas finais que contêm as alterações efetuadas em obra e decorrentes da execução do projeto, as quais são averbadas à licença de produção.
8 - Sem prejuízo do disposto nos números anteriores, o procedimento relativo ao reequipamento de centro eletroprodutor de energia renovável que não dê origem a um aumento da respetiva potência instalada superior a 20 /prct. não pode exceder o período de três meses a contar da data da apresentação do pedido para o efeito.
9 - O disposto no número anterior não se aplica nos casos de reserva fundamentada sobre a segurança e/ou incompatibilidades técnicas, e nem prejudica o cumprimento da legislação aplicável à avaliação de impacte ambiental. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 36.º
Transmissão da licença de produção |
1 - A transmissão da licença de produção está sujeita a autorização da entidade licenciadora, depende da observância dos requisitos legais da sua atribuição e implica a transmissão de todos os elementos que integram ou estão averbados à licença transmitida.
2 - A transmissão da licença de produção até à emissão da licença de exploração segue o disposto no artigo 18.º para a transmissão do título de reserva de capacidade de injeção na RESP.
3 - O pedido de transmissão, a apresentar pelo respetivo titular, deve fornecer todos os elementos relativos à identificação, idoneidade técnica e financeira do transmissário, bem como ser acompanhado de declaração de aceitação da transmissão e de todas as condições da licença.
4 - A DGEG decide no prazo de 15 dias após a receção do pedido, podendo solicitar elementos adicionais, por uma única vez, que lhe devem ser prestados no prazo máximo de 30 dias, suspendendo-se, durante esse período, o prazo de decisão.
5 - A decisão de autorização determina o averbamento do novo titular à licença de produção inicial.
6 - O transmissário fica sujeito aos mesmos deveres, obrigações e encargos do transmitente, bem como a todas as condições estabelecidas na autorização de transmissão.
7 - A decisão de autorização da transmissão da licença de produção é divulgada no sítio na Internet da entidade licenciadora e comunicada ao operador da rede competente, ao gestor global do SEN e às demais entidades que tenham tido intervenção no procedimento de licenciamento. |
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Artigo 37.º
Cessação dos efeitos da licença de produção |
1 - A licença de produção cessa os seus efeitos por caducidade ou por revogação, nos termos dos artigos seguintes.
2 - A cessação de efeitos da licença de produção implica a extinção automática da licença de exploração e a caducidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP que lhe corresponde.
3 - Com a cessação de efeitos da licença o respetivo titular está obrigado ao cumprimento de todas as obrigações decorrentes do exercício da atividade a que se encontre vinculado até à data em que a mesma produza efeitos, bem como ao cumprimento das obrigações estabelecidas no plano de encerramento, designadamente em matéria de remoção das instalações, segurança, proteção e monitorização ambiental.
4 - Sem prejuízo do cumprimento do dever de notificação nos termos gerais, a cessação de efeitos da licença de produção é divulgada no sítio na Internet da entidade licenciadora e comunicada ao operador da rede competente e ao gestor global do SEN. |
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Artigo 38
Caducidade da licença de produção |
1 - A licença de produção caduca nas seguintes situações:
a) Com a caducidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP;
b) Quando não seja prestada caução nos termos previstos no presente decreto-lei;
c) Com a emissão de nova licença de produção para o centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento;
d) Para centro eletroprodutor, UPAC ou instalações de armazenamento com potência de ligação igual ou inferior a 10 MVA, por renúncia do titular, exercida mediante declaração escrita dirigida à entidade licenciadora com uma antecedência não inferior a seis meses, salvo se aquela entidade consentir expressamente em prazo inferior;
e) Para centro eletroprodutor, UPAC ou instalações de armazenamento com potência de ligação superior a 10 MVA, mediante autorização da entidade licenciadora na sequência de renúncia do titular exercida através de declaração escrita dirigida à entidade licenciadora, com uma antecedência não inferior a dois anos, salvo se aquela entidade consentir expressamente em prazo inferior;
f) Em caso de dissolução, cessação da atividade ou aprovação da liquidação da sociedade em processo de insolvência e recuperação de empresas;
g) Com a extinção do título de utilização dos recursos hídricos ou do título de utilização do espaço marítimo de que é dependente.
2 - A caducidade da licença nos termos das alíneas a), d) e e) do número anterior implica a perda da caução prestada, a qual é acionada pela DGEG e reverte para abatimento aos CIEG.
3 - (Revogado.)
4 - Quando a caducidade da licença ocorra com fundamento no disposto na alínea f) do n.º 1, é conferido direito de preferência à DGEG na alienação das instalações de produção ou armazenamento de eletricidade, tendo em vista a abertura de procedimento concorrencial para atribuição a novo titular.
5 - A caducidade da licença de produção, ouvido o titular, é declarada pela entidade licenciadora e comunicada aos respetivos operadores de rede e ao gestor global do SEN. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 39.º
Revogação da licença de produção |
1 - A licença pode ser revogada pela entidade licenciadora nas seguintes situações:
a) Quando o seu titular faltar ao cumprimento dos deveres relativos ao exercício da atividade, nos termos da lei e da respetiva licença;
b) Quando o seu titular não cumprir as determinações impostas pela fiscalização técnica ao abrigo dos regulamentos em vigor;
c) Quando o seu titular não constituir ou não mantiver atualizado o seguro de responsabilidade civil;
d) Quando o seu titular não cumprir, por duas vezes consecutivas, o envio à DGEG e à ERSE das informações referidas no n.º 2 do artigo 31.º;
e) Quando o seu titular abandonar as instalações afetas à produção de eletricidade ou interromper a atividade licenciada, por um período seguido ou interpolado igual ou superior a seis meses, no período de um ano, por razões não fundamentadas em motivos de ordem técnica ou em mecanismo de capacidade ou serviços de sistema;
f) Quando o titular proceda a alterações substanciais do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento sem que as mesmas tenham sido objeto de licenciamento nos termos do presente decreto-lei.
2 - A decisão de revogação está sujeita a audiência prévia do titular da licença nos termos do CPA.
3 - A sanação do incumprimento imputado ao titular da licença até ao final da audiência prévia ou em prazo concedido pela entidade licenciadora é ponderada na decisão a proferir.
4 - Quando a revogação da licença ocorra por abandono das instalações nos termos do disposto na alínea e) do n.º 1, a DGEG tem direito de preferência em caso de alienação das instalações de produção ou armazenamento de eletricidade, tendo em vista a abertura de procedimento concorrencial para atribuição a novo titular.
5 - A revogação da licença de produção é comunicada pela entidade licenciadora aos respetivos operadores de rede, ao gestor global do SEN e, quando abrangida por regime de remuneração garantida ou outros regimes bonificados de apoio à remuneração, comunicada ao CUR ou ao agregador de último recurso. |
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Artigo 40.º
Plano de encerramento |
1 - O plano de encerramento do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento contém as medidas destinadas à remoção dos equipamentos e instalações e infraestruturas de ligação à RESP, visando a minimização dos impactos ambientais do fim da atividade, utilizando as melhores técnicas disponíveis.
2 - A remoção das infraestruturas de ligação das instalações à RESP é suportada pelo último titular da licença de exploração do centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento e carece de prévio parecer do operador da RESP que ateste a desnecessidade das mesmas.
3 - As infraestruturas da RESP que se tornarem desnecessárias às respetivas concessões, em virtude do encerramento da exploração do centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento, são desmanteladas com regularização do local de implantação, pelo respetivo operador da RESP e após autorização do concedente, ficando os custos e encargos incorridos pelo operador da RESP a cargo do último titular da licença de exploração do centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento.
4 - Sem prejuízo do disposto nos números anteriores, no caso de implantação de instalações sobre bens do domínio público do Estado, a sua remoção e a reversão de bens operam nos termos da legislação aplicável.
5 - Quando tenha havido lugar ao procedimento de AIA ou a instalação esteja sujeita ao regime de prevenção e controlo integrados da poluição, o plano de encerramento é aprovado no âmbito daqueles procedimentos.
6 - Quando não haja lugar ao procedimento de AIA ou a instalação esteja sujeita ao regime de prevenção e controlo integrados da poluição, este plano é aprovado com a atribuição da licença de produção.
7 - O plano de encerramento deve incluir, designadamente, as seguintes medidas:
a) Maximização, dentro das melhores técnicas disponíveis, da reutilização ou reciclagem dos materiais da instalação;
b) Reversão de equipamentos ou instalações, designadamente os que se encontrem implantados sobre bens do domínio público;
c) Plano de fecho das instalações tecnicamente mais complexas, contemplando o conjunto de operações necessárias ao encerramento da exploração, desativação de equipamentos e instalações e operações de desmontagem e transporte.
8 - O plano de encerramento é atualizado quando determinado pela DGEG, oficiosamente ou a pedido das entidades que o aprovaram. |
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Secção VII
Zonas de aceleração da implantação de energia renovável
| Artigo 40.º-A
Zonas de aceleração da implantação de energia renovável |
1 - As ZAER são definidas através de programa setorial de âmbito nacional, nos termos do Decreto-Lei n.º 80/2015, de 14 de maio.
2 - O programa setorial pode abranger um ou mais tipos de fontes de energia renovável, assim como o espaço marítimo nacional ou as infraestruturas de rede ou armazenamento necessárias para integrar a energia renovável no SEN, aplicando-se os termos previstos no Decreto-Lei n.º 80/2015, de 14 de maio, com as especificidades decorrentes dos artigos seguintes e do Decreto-Lei n.º 38/2015, de 12 de março.
3 - Nas relações entre o programa setorial que define as ZAER e os programas e planos de ordenamento do território aplica-se o disposto no Decreto-Lei n.º 80/2015, de 14 de maio.
4 - O membro do Governo responsável pela área da energia determina, por despacho, a realização de ações nacionais de divulgação relativas ao programa setorial que defina as ZAER e a sua operacionalização, solicitando o apoio das entidades públicas relevantes no âmbito do ordenamento do território, do ambiente, da energia, da agricultura, do espaço marítimo, das florestas e da cultura, quando aplicável.
5 - Para efeitos do disposto no presente decreto-lei, apenas se consideram localizados em determinada ZAER os projetos que:
a) Se encontrem integralmente localizados na área geográfica da ZAER; e b) Cumpram os demais critérios de elegibilidade dos projetos de energias renováveis definidos para a ZAER em causa.
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Artigo 40.º-B
Critérios de definição das zonas de aceleração da implantação de energia renovável |
1 - Sem prejuízo do disposto nos artigos 40.º e 41.º do Decreto-Lei n.º 80/2015, de 14 de maio, o programa setorial que define as ZAER deve:
a) Designar zonas em terra, nas águas interiores e no mar, sobre as quais exista conhecimento que permita considerar que essas zonas possuem características ambientais suficientemente homogéneas, em que não se espera que a implantação de um tipo ou tipos específicos de fontes de energia renováveis ou de infraestruturas de rede ou armazenamento necessárias para integrar a energia renovável no SEN tenha um impacte ambiental significativo, tendo em conta as particularidades da zona escolhida;
b) Estabelecer regras aplicáveis, nomeadamente no que diz respeito:
i) Às medidas de mitigação a adotar para a implantação de centrais de energia renovável e de armazenamento de energia;
ii) Aos ativos necessários para a ligação das centrais e armazenamento referidos na subalínea anterior à rede;
iii) Às infraestruturas de rede e de armazenamento necessárias para integrar a energia renovável no SEN, assegurando a sua articulação com os instrumentos de planeamento próprios dos operadores de rede, assim como com as respetivas avaliações ambientais estratégicas;
c) Assegurar que as regras referidas na alínea anterior são adequadas:
i) Às especificidades de cada ZAER, ao tipo ou aos tipos de tecnologia de energia renovável a implantar em cada ZAER e ao impacto ambiental identificado;
ii) A evitar o impacte ambiental negativo que possa surgir ou, se tal não for possível, reduzi-lo significativamente, assegurando a aplicação proporcionada e atempada de medidas de mitigação adequadas, a fim de assegurar o cumprimento das obrigações estabelecidas no Decreto-Lei n.º 140/99, de 24 de abril;
iii) A evitar a deterioração e alcançar um bom estado ecológico ou um bom potencial ecológico em conformidade com a Lei n.º 58/2005, de 29 de dezembro;
iv) A salvaguardar o património cultural, em conformidade com a Lei n.º 107/2001, de 8 de setembro;
d) Conter a:
i) Avaliação que foi realizada para identificar cada zona com base nos critérios previstos na alínea a) do n.º 2;
ii) Avaliação que foi realizada para determinar as medidas de mitigação adequadas;
iii) Determinação da dimensão de cada zona tendo em conta as especificidades e os requisitos dos tipos de tecnologias de energia renovável a implantar.
2 - Sem prejuízo de outros que possam a vir a ser identificados no quadro da avaliação ambiental, devem ser acautelados os seguintes critérios na identificação de cada zona:
a) Dar prioridade a superfícies artificiais e edificadas, como telhados e fachadas de edifícios, infraestruturas de transporte e suas imediações, parques de estacionamento, explorações agrícolas, locais de deposição de resíduos, zonas industriais, minas, massas de água interiores, lagos ou reservatórios artificiais e, sempre que adequado, instalações de tratamento de águas residuais urbanas, bem como terrenos degradados não utilizáveis para a agricultura;
b) Excluir:
i) As áreas da Rede Natura 2000, nos termos do Decreto-Lei n.º 140/99, de 24 de abril;
ii) As zonas designadas ao abrigo de regimes de proteção para a conservação da natureza e da biodiversidade;
iii) As principais rotas migratórias de aves e mamíferos marinhos;
iv) Outras zonas identificadas com base nos mapas de sensibilidade referidos na alínea seguinte, exceto as superfícies artificiais e edificadas localizadas nessas zonas, como os telhados, os parques de estacionamento ou as infraestruturas de transporte;
c) Utilizar todos os instrumentos e conjuntos de dados adequados e proporcionais para identificar as zonas em que as centrais de energia renovável não têm um impacte ambiental significativo, incluindo os mapas de sensibilidade da vida selvagem, tendo simultaneamente em conta os dados disponíveis no contexto do desenvolvimento da Rede Natura 2000, coerente no que diz respeito tanto aos tipos de habitats e às espécies ao abrigo do Decreto-Lei n.º 140/99, de 24 de abril;
d) Utilizar todos os instrumentos e conjuntos de dados adequados e proporcionais para identificar as zonas em que as centrais de energia renovável não têm um impacte ambiental sobre bens imóveis classificados ou em vias de classificação, incluindo o património arqueológico inventariado integrante do sistema de informação e gestão arqueológica e do sistema de informação geográfica associado da administração do património cultural, e sobre as áreas referidas nas cartas de condicionantes e de ordenamento integrantes dos instrumentos de gestão e de planeamento territorial.
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Artigo 40.º-C
Elaboração do programa setorial |
1 - O programa setorial que define as ZAER é elaborado pela Estrutura de Missão para o Licenciamento de Projetos de Energias Renováveis (EMER 2030), conforme previsto na alínea f) do n.º 3 da Resolução do Conselho de Ministros n.º 50/2024, de 26 de março, e pela DGEG, que sucede nessa competência, quando a EMER 2030 for extinta.
2 - Na elaboração do programa setorial que define as ZAER que abranjam infraestruturas de rede ou armazenamento necessárias para integrar a energia renovável no SEN devem ser ouvidos os operadores da RNT e da RND. 3 - A elaboração e a revisão do programa setorial que define as ZAER encontra-se sujeita a avaliação ambiental, nos termos do Decreto-Lei n.º 232/2007, de 15 de junho.
4 - A elaboração e a revisão do programa setorial que define as ZAER são acompanhadas por uma comissão consultiva, a designar por despacho dos membros do Governo responsáveis pelas áreas das autarquias locais, do ordenamento do território, do ambiente, da energia, da agricultura e da cultura.
5 - A composição da comissão consultiva deve traduzir a natureza dos interesses locais, ambientais, económicos, culturais e sociais a salvaguardar, integrando representantes de serviços e entidades da administração direta e indireta do Estado, das regiões autónomas, das entidades intermunicipais, das associações de municípios e dos municípios abrangidos, bem como de outras entidades públicas cuja participação seja aconselhável no âmbito do acompanhamento da elaboração do programa.
6 - O programa setorial que define as ZAER deve ser submetido a consulta pública, por um período não inferior a 30 dias.
7 - Com a submissão do programa setorial que define as ZAER a consulta pública, nos termos do número anterior, os municípios abrangidos devem também ser notificados, para se pronunciarem sobre o seu conteúdo no prazo de 30 dias.
8 - Caso os municípios abrangidos se pronunciem em sentido desfavorável, a entidade que elabora o programa setorial que define as ZAER deve procurar compatibilizar o seu conteúdo com os fundamentos da pronúncia dos municípios aquando da submissão da sua versão final, nos termos do número seguinte.
9 - A entidade responsável pela elaboração do programa setorial que define as ZAER submete a respetiva versão final ao membro do Governo responsável pela área da energia, acompanhada do relatório e da declaração ambiental, do relatório de consulta pública, do parecer final da comissão consultiva e dos pareceres emitidos pelos municípios abrangidos, com vista à sua aprovação através de resolução do Conselho de Ministros, nos termos do disposto no artigo 51.º do Decreto-Lei n.º 80/2015, de 14 de maio.
10 - Sem prejuízo do disposto nos artigos 191.º e 193.º do Decreto-Lei n.º 80/2015, de 14 de maio, o programa setorial que define as ZAER é publicado no sítio na Internet da entidade responsável pela sua elaboração.
11 - O programa setorial que define as ZAER deve ser revisto periodicamente, tendo em conta os relatórios sobre o estado do ordenamento do território, em função da necessidade da sua adequação à evolução das condições económicas, sociais, ambientais, patrimoniais e culturais subjacentes à sua elaboração, designadamente no contexto da revisão do Plano Nacional de Energia e Clima.
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Artigo 40.º-D
Comissão consultiva |
1 - A comissão consultiva acompanha o desenvolvimento do programa setorial que define as ZAER e a respetiva avaliação ambiental, competindo-lhe emitir parecer sobre:
a) A proposta de programa;
b) O âmbito da avaliação ambiental e o alcance da informação a incluir no relatório ambiental, nos termos do n.º 3 do artigo 5.º do Decreto-Lei n.º 232/2007, de 15 de junho;
c) O relatório ambiental, nos termos do n.º 3 do artigo 7.º do Decreto-Lei n.º 232/2007, de 15 de junho.
2 - O parecer referido no número anterior deve conter:
a) A avaliação sobre a adequação e suficiência do conteúdo material e documental da proposta de programa;
b) A avaliação da conformidade da proposta de programa com os objetivos e critérios previstos no artigo 40.º-B;
c) A pronúncia sobre o relatório ambiental;
d) A análise da compatibilidade com outros instrumentos de gestão territorial;
e) As conclusões e recomendações da comissão consultiva, designadamente as relativas a medidas de mitigação a adotar na implantação de projetos nas ZAER.
3 - O parecer referido no n.º 1 deve ser emitido no prazo de 30 dias, podendo ser prorrogado por igual período, atendendo à complexidade da matéria em causa.
4 - A comissão consultiva é auscultada sobre os resultados da consulta pública e da sua consideração na versão final do programa, do relatório ambiental e da declaração ambiental.
5 - Os membros da comissão consultiva não auferem qualquer remuneração, incluindo senhas de presença, ou ajudas de custo.
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SECÇÃO VIII
Articulação com regimes específicos
| Artigo 41.º
Salvaguarda de regimes jurídicos sectoriais |
1 - O disposto no presente decreto-lei não prejudica o disposto nos demais regimes legais e regulamentares aplicáveis, salvo as especificidades previstas na presente secção.
2 - Para efeito do disposto no número anterior o requerente apresenta, no âmbito da instrução dos procedimentos de controlo prévio previstos no presente decreto-lei, os pareceres, autorizações ou licenças estabelecidas em legislação específica aplicável e que sejam da competência de entidades da administração central. |
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Artigo 42.º
Apreciação prévia e decisão de sujeição a avaliação de impacte ambiental no âmbito do procedimento de atribuição de licença de produção |
1 - Para efeitos do presente decreto-lei, a decisão de sujeição a AIA dos projetos não localizados em áreas sensíveis, submetidos a uma análise caso a caso, regulada pelo regime jurídico de AIA, aprovado pelo Decreto-Lei n.º 151-B/2013, de 31 de outubro, na sua redação atual, compete à DGEG e observa o disposto no presente artigo.
2 - Estão isentos de avaliação de impacte ambiental, os seguintes projetos:
a) Centros eletroprodutores de fonte primária solar, e instalações de armazenamento de energia, quando sejam instalados em edifícios ou estruturas artificiais, existentes ou futuras;
b) Centros eletroprodutores de fonte renovável, incluindo o seu reequipamento, e armazenamento de energia, bem como a infraestrutura de rede necessária à sua implantação, quando localizados em ZAER, identificadas nos termos do disposto no artigo 40.º-B, que cumpram as regras e as medidas impostas em resultado da avaliação ambiental do respetivo programa setorial.
3 - O disposto no número anterior não se aplica aos centros eletroprodutores, às instalações de armazenamento e à ligação de tais centrais e armazenamento à rede, quando os mesmos:
a) Se localizem:
i) Em superfícies de massas de água artificiais e em albufeiras;
ii) Em bens imóveis classificados ou em vias de classificação ou nas respetivas zonas de proteção, definidas nos termos da Lei n.º 107/2001, de 8 de setembro, e do Decreto-Lei n.º 309/2009, de 23 de outubro;
iii) Em património cultural arqueológico, conforme definido pela Lei n.º 107/2001, de 8 de setembro, situado em meio terrestre e subaquático, inventariado pela administração do património cultural e presente nas cartas de condicionantes e de ordenamento integrantes dos instrumentos de gestão e de planeamento territorial;
iv) Em zonas ou estruturas relevantes para a salvaguarda dos interesses de defesa nacional ou de segurança; b) Sejam suscetíveis de provocar impactes significativos no ambiente de outro Estado-Membro, nos termos do artigo 33.º e seguintes do Decreto-Lei n.º 151-B/2013, de 31 de outubro. 4 - A autoridade nacional de AIA pode, mediante despacho conjunto com o diretor-geral da DGEG, identificar as tipologias de projetos não suscetíveis de provocar impactes significativos no ambiente, em que a pronúncia e a decisão previstas no artigo 3.º do regime jurídico de AIA não têm lugar, designadamente nas situações de projetos de centros eletroprodutores de fonte primária solar ou eólica que tenham uma potência de ligação igual ou inferior a 1 MVA. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 11/2023, de 10/02
- DL n.º 99/2024, de 03/12
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
-2ª versão: DL n.º 11/2023, de 10/02
-3ª versão: DL n.º 99/2024, de 03/12
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Artigo 42.º-A
Apreciação da conformidade ambiental dos projetos localizados em zonas de aceleração da implantação de energia renovável |
1 - Nos projetos localizados em ZAER, o requerente deve apresentar, com a submissão do pedido para a obtenção de título de controlo prévio nos termos do artigo 11.º:
a) Todas as informações relevantes sobre as características do projeto e sobre a sua conformidade com as regras e medidas impostas em resultado da avaliação ambiental do programa setorial que definiu a ZAER em causa;
b) As eventuais medidas adicionais propostas com vista à mitigação de eventuais impactes ambientais.
2 - A informação referida no número anterior deve ser apresentada com um nível de detalhe que permita verificar se o projeto é suscetível de:
a) Provocar impactes ambientais negativos significativos que não tenham sido identificados durante a avaliação ambiental do programa setorial que definiu a ZAER;
b) Provocar efeitos significativos no ambiente de outro Estado-Membro, nos termos do artigo 33.º e seguintes do Decreto-Lei n.º 151-B/2013, de 31 de outubro.
3 - A DGEG pode solicitar ao requerente todas as informações adicionais que considere relevantes para a apreciação referida nos números anteriores.
4 - O resultado da apreciação ambiental deve ser notificado ao requerente no prazo de 45 dias a contar da data em que foram apresentadas todas as informações suficientes e necessárias para o efeito.
5 - No caso de pedidos relativos a reequipamento de centrais de energia renovável e as respetivas infraestruturas de ligação à rede ou armazenamento necessárias para integrar a energia renovável no SEN, o prazo previsto no número anterior é de 30 dias.
6 - No quadro da apreciação prevista no n.º 4, a DGEG consulta a autoridade de AIA, que deve pronunciar-se no prazo de 25 dias, a contar da data da receção da respetiva comunicação.
7 - Caso a DGEG conclua, de forma fundamentada, que o projeto é suscetível de provocar impactes ambientais negativos significativos que não tenham sido identificados durante a avaliação ambiental do programa setorial que define a ZAER e que não possam ser minimizados pelas medidas identificadas no quadro da referida avaliação ambiental, deve o projeto ser sujeito a avaliação de impacte ambiental nos termos do Decreto-Lei n.º 151-B/2013, de 31 de outubro, e, se aplicável, a uma avaliação nos termos do artigo 10.º do Decreto-Lei n.º 140/99, de 24 de abril.
8 - Nas situações previstas no número anterior:
a) A entidade responsável pela emissão do título de controlo prévio deve notificar o requerente para submeter os elementos necessários à instrução do procedimento de avaliação de impacte ambiental e, se aplicável, à avaliação de incidências ambientais;
b) A avaliação de impacte ambiental e, se aplicável, a avaliação de incidências ambientais devem ser realizadas no prazo de seis meses a contar da data da decisão referida no número anterior, podendo esse prazo ser prorrogado por razões atinentes a circunstâncias extraordinárias, por um período máximo de seis meses.
9 - O membro do Governo responsável pela área da energia pode isentar da obrigação prevista no n.º 1 os projetos de energia eólica e solar fotovoltaica, incluindo a sua hibridização, reequipamento, sobre-equipamento, armazenamento, e respetivas ligações à rede, desde que se verifique, de forma devidamente justificada, a necessidade de aceleração da implantação de projetos de produção de energias renováveis, bem como de projetos de infraestruturas de rede ou armazenamento necessários para integrar a energia renovável no SEN, ou para alcançar as metas nacionais de utilização de energia renovável.
10 - Para efeitos do disposto no número anterior, o requerente deve adotar medidas de mitigação proporcionais ou de compensação, as quais podem assumir a forma de compensação monetária se não puderem ser adotadas medidas de compensação alternativas, com o objetivo de fazer face aos efeitos adversos no ambiente causados pela implantação do projeto.
11 - Caso os efeitos adversos no ambiente referidos no número anterior incluam a desproteção das espécies e ecossistemas, o requerente deve pagar uma compensação monetária para programas de proteção de espécies e ecossistemas ao longo de todo o período de funcionamento do centro eletroprodutor.
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Artigo 43.º
Procedimento de avaliação de impacte ambiental no âmbito de alteração da licença de produção |
1 - O pedido de alteração da licença de produção é instruído com os elementos referidos no anexo i do presente decreto-lei que sejam aplicáveis, sem prejuízo do disposto nos números seguintes.
2 - Ao procedimento de apreciação prévia estabelecido no artigo 3.º do regime jurídico de AIA é aplicável o disposto no artigo anterior, sem prejuízo do disposto no número seguinte.
3 - Quando o pedido de alteração incida sobre projeto que tenha sido submetido a procedimento de AIA, a apreciação prévia nos termos previstos na alínea c) do n.º 4 do artigo 1.º e no artigo 3.º do regime jurídico de AIA é solicitada pela DGEG à autoridade de AIA, exceto se o pedido de alteração da licença de produção a partir de fonte primária solar ou eólica:
a) Não implicar, objetivamente, qualquer alteração à decisão de AIA e respetivos fundamentos; e
b) Não implicar alteração à implantação do centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento ou implicar uma diminuição da área de implantação do centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento. |
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Artigo 44.º
Análise de incidências ambientais |
1 - A emissão de licença de produção de centros eletroprodutores, UPAC ou instalações de armazenamento que não se encontrem abrangidos pelo disposto no regime jurídico de AIA é, quando a legislação setorial aplicável expressamente o determine, precedida de um procedimento de análise de incidências ambientais a realizar pela comissão de coordenação e desenvolvimento regional (CCDR) territorialmente competente.
2 - O estudo de incidências ambientais deve obrigatoriamente abranger as vertentes definidas no n.º 6 do artigo 10.º do Decreto-Lei n.º 140/99, de 24 de abril, na sua redação atual, incluindo a unidade de produção de energia elétrica, a instalação de armazenamento e respetivas instalações acessórias, bem como as linhas elétricas de interligação e respetivos corredores e zonas de passagem, acessos e outras infraestruturas indispensáveis ao normal funcionamento da unidade, tais como subestações ou acessos e ainda, no que à energia hídrica diz respeito, a zona de albufeira, do açude e das condutas forçadas.
3 - Podem ser definidos, por despacho dos membros do Governo responsáveis pelas áreas do ambiente e da energia, os descritores específicos que devem ser tratados nos estudos de incidências ambientais.
4 - Ao procedimento de análise de incidências ambientais é aplicável, com as devidas adaptações, o disposto na Portaria n.º 368/2015, de 19 de outubro. |
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Artigo 45.º
Procedimento de análise de incidências ambientais |
1 - O interessado entrega o estudo de incidências ambientais, o plano de acompanhamento ambiental e um exemplar do projeto de execução à CCDR territorialmente competente em função da localização do projeto, que dispõe de 10 dias após a receção dos elementos para verificar da sua conformidade com o estabelecido no artigo anterior e demais legislação aplicável.
2 - Em caso de desconformidade, a CCDR solicita, por uma única vez, a apresentação de elementos instrutórios adicionais, fixando prazo para o efeito, não superior a 50 dias, suspendendo-se durante esse período os prazos subsequentes do procedimento.
3 - Na ausência de apresentação dos elementos adicionais ou na sua apresentação de forma insuficiente, o procedimento de avaliação de incidências ambientais é encerrado, devendo a CCDR notificar desse facto a entidade licenciadora e o promotor.
4 - No prazo de cinco dias a contar da receção dos elementos mencionados no n.º 2 ou da receção dos elementos adicionais referidos no número anterior, a CCDR informa a entidade licenciadora do procedimento em curso e promove uma consulta pública pelo prazo de 20 dias, disponibilizando no seu sítio na Internet o estudo de incidências ambientais, a identificação do projeto e indicando o local onde estes se encontram disponíveis para consulta.
5 - A CCDR elabora o relatório da consulta pública no prazo de 10 dias.
6 - A CCDR solicita, simultaneamente com a abertura do procedimento da consulta pública, a pronúncia das entidades que nos termos da lei detenham competências para o efeito, as quais dispõem do prazo de 20 dias para se pronunciarem, se outro não estiver previsto na legislação específica.
7 - A CCDR consulta obrigatoriamente o Instituto da Conservação da Natureza e das Florestas, I. P.
8 - A não emissão de parecer nos prazos estabelecidos no n.º 6, contados da data de promoção das consultas, equivale à emissão de parecer favorável.
9 - As consultas previstas nos números anteriores são dispensadas se os respetivos pareceres, com uma antiguidade não superior a um ano, forem apresentados pelo interessado. |
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Artigo 46.º
Decisão do procedimento de análise de incidências ambientais |
1 - A decisão do procedimento de análise de incidências ambientais (DIncA), que pode ser desfavorável, favorável ou condicionalmente favorável, é proferida pela CCDR no prazo de 20 dias contados da elaboração do relatório da consulta pública ou da pronúncia das entidades consultadas, consoante o que ocorrer posteriormente.
2 - Na falta de emissão da decisão nos prazos fixados, ocorre o deferimento tácito.
3 - O parecer previsto no n.º 2 do artigo 9.º do Decreto-Lei n.º 140/99, de 24 de abril, na sua redação atual, é dispensado quando haja decisão favorável ou condicionalmente favorável do procedimento de avaliação de incidências ambientais ou, quando aplicável, do procedimento de AIA. |
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Artigo 47.º
Procedimento de análise de incidências ambientais no âmbito de alteração da licença de produção |
1 - Quando a emissão da licença de produção tenha sido precedida de procedimento de análise de incidências ambientais, a DGEG remete o pedido de alteração à CCDR territorialmente competente para pronúncia sobre a manutenção da DIncA.
2 - A pronúncia referida no número anterior é dispensada no caso previsto no n.º 3 do artigo 43.º |
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Artigo 48.º
Regime jurídico da urbanização e da edificação |
1 - Sem prejuízo do disposto no n.º 3 do presente artigo e na alínea g) do n.º 1 do artigo 6.º-A do Regime Jurídico da Urbanização e da Edificação (RJUE), aprovado pelo Decreto-Lei n.º 555/99, de 16 de dezembro, a instalação de centros eletroprodutores de fontes de energia renovável, de instalações de armazenamento e de UPAC está sujeita a comunicação prévia, nos termos do RJUE.
2 - A aplicação do disposto no presente artigo não depende da existência de um pedido de informação prévia.
3 - Não estão sujeitos a controlo prévio, nos termos do RJUE:
a) A instalação de painéis solares fotovoltaicos em estruturas edificadas preexistentes que não constituem edifícios ou implantados diretamente no solo em áreas delimitadas, designadamente de conjuntos comerciais, grandes superfícies comerciais, parques ou loteamentos industriais, plataformas logísticas, parques de campismo e parques de estacionamento, que constituem obras de escassa relevância urbanística, sem prejuízo do disposto na alínea g) do n.º 1 do artigo 6.º-A do RJUE;
b) Os projetos identificados no n.º 1 com potência instalada igual ou inferior a 1 MW;
c) A instalação de projetos de energia renovável localizados em ZAER.
4 - O disposto na alínea a) do número anterior não é aplicável à instalação de painéis solares fotovoltaicos em imóveis classificados ou em vias de classificação, bem como em imóveis integrados em conjuntos ou sítios classificados ou em vias de classificação, nem em imóveis situados em zonas de proteção de imóveis classificados ou em vias de classificação.
5 - O disposto no presente artigo não prejudica o cumprimento das normas legais e regulamentares aplicáveis, designadamente as constantes dos planos territoriais, do regime jurídico de proteção do património cultural e as normas técnicas de construção.
6 - Os projetos referidos no n.º 3, quando sujeitos a procedimento de controlo prévio de registo ou de comunicação prévia nos termos previstos no presente decreto-lei, são precedidos de notificação, para conhecimento e a efetuar pelo interessado, à câmara municipal competente, devendo o comprovativo dessa notificação ser inserido na plataforma informática da DGEG.
7 - A notificação prevista no número anterior deve conter os seguintes elementos:
a) A localização do equipamento;
b) A cércea e a área de implantação do equipamento;
c) O termo de responsabilidade, em que se declare conhecer e cumprir as regras legais e regulamentares aplicáveis à instalação das estruturas. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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1 - O titular de centro eletroprodutor de eletricidade de fonte renovável ou de instalação de armazenamento, com potência de ligação atribuída superior 1 MVA, cede, por uma única vez e gratuitamente, ao município ou municípios onde se localiza o centro eletroprodutor, UPAC com potência instalada equivalente a 1 /prct. da potência de ligação do centro eletroprodutor ou da instalação de armazenamento para instalação em edifícios municipais ou equipamentos de utilização coletiva ou, por indicação do município, às populações que se localizam na proximidade do centro eletroprodutor ou da instalação de armazenamento ou, em alternativa e com capacidade equivalente, postos de carregamento de veículos elétricos localizados em espaço público e destinados a utilização pública.
2 - O titular de centro eletroprodutor de eletricidade de fonte renovável ou de instalação de armazenamento procede à instalação da UPAC ou dos postos de carregamento de veículos elétricos nos locais indicados e disponibilizados para o efeito pelos municípios beneficiários após obtenção por estes dos respetivos títulos de controlo prévio.
3 - O município pode optar pela substituição da cedência referida no n.º 1 por uma compensação, única e em numerário, no valor de € 1500,00 por MVA de potência de ligação atribuída.
4 - Nos casos referidos no número anterior, a compensação em numerário destina-se a ser aplicada na promoção da eficiência energética dos edifícios municipais ou equipamentos de utilização coletiva ou, ainda, dos edifícios habitacionais das populações, através da adoção das seguintes ações:
a) Substituição de janelas não eficientes por janelas eficientes, de classe energética igual ou superior a «A+»;
b) Aplicação ou substituição de isolamento térmico em coberturas, paredes ou pavimentos, recorrendo a materiais de base natural ou que incorporem materiais reciclados, bem como a substituição de portas de entrada;
c) Sistemas de aquecimento e/ou arrefecimento ambiente e/ou de águas quentes sanitárias que recorram a energia renovável, de classe energética «A+» ou superior, designadamente:
i) Bombas de calor;
ii) Sistemas solares térmicos;
iii) Caldeiras e recuperadores a biomassa com elevada eficiência;
d) Sistemas de armazenamento;
e) Intervenções que visem a eficiência hídrica por via de:
i) Substituição de dispositivos de uso de água por outros mais eficientes;
ii) Instalação de soluções que permitam a monitorização e controlo inteligente de consumos de água;
iii) Instalação de sistemas de aproveitamento de águas pluviais;
f) Intervenções para incorporação de soluções de arquitetura bioclimática, que envolvam a instalação ou adaptação de elementos fixos dos edifícios como sombreamentos, estufas e coberturas ou fachadas verdes, privilegiando soluções de base natural.
5 - As cedências referidas nos números anteriores são objeto de protocolo a celebrar entre o titular de centro eletroprodutor de eletricidade de fonte renovável ou de instalação de armazenamento e o município ou municípios onde se localiza o centro eletroprodutor ou instalação de armazenamento, no período que medeia entre a emissão da licença de produção e a emissão da licença de exploração, constituindo o protocolo, devidamente assinado, requisito para a emissão desta última.
6 - (Revogado.)
7 - Quando exista mais do que um município abrangido, a respetiva cedência ou compensação é proporcional à área abrangida por cada município.
8 - Não estão abrangidas pelo disposto nos números anteriores as alterações ao título de controlo prévio para reequipamento ou sobre-equipamento, nem a emissão de título de controlo prévio para hibridização.
9 - Não podem ser solicitadas aos titulares de centro eletroprodutor de eletricidade de fonte renovável ou instalação de armazenamento quaisquer outras contrapartidas ou cedências aos municípios para além das estabelecidas no presente decreto-lei. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- Retificação n.º 11-A/2022, de 14/03
- DL n.º 99/2024, de 03/12
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
-2ª versão: Retificação n.º 11-A/2022, de 14/03
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Artigo 50.º
Regime jurídico da reserva agrícola nacional |
1 - Quando a instalação de centros eletroprodutores, UPAC ou instalações de armazenamento abranja áreas integradas na reserva agrícola nacional (RAN) ao abrigo do disposto na alínea d) do n.º 1 do artigo 22.º do Decreto-Lei n.º 73/2009, de 31 de março, na sua redação atual, o pedido a dirigir às entidades regionais da RAN é acompanhado, para comprovação dos objetivos estabelecidos no artigo 4.º do referido decreto-lei, de projeto de desenvolvimento agrícola que demonstre a compatibilidade entre a instalação pretendida e o aproveitamento do solo para atividades agrícolas.
2 - Quando o perímetro de implementação de centros eletroprodutores de energias renováveis e das respetivas linhas internas e de ligação à RESP inclua áreas integradas na RAN e estas representem menos de 10 /prct. da área total contratada e tiverem menos de 1 hectare, considera-se que as mesmas podem ser utilizadas para efeitos de produção de energia renovável.
3 - Presume-se o cumprimento dos requisitos previstos no artigo 22.º do Decreto-Lei n.º 73/2009, de 31 de março, alterado pelos Decretos-Leis n.os 199/2015, de 16 de setembro, 11/2023, de 10 de fevereiro, e 36/2023, de 26 de maio, quando a utilização de áreas integradas na RAN para colocação de apoios e passagem de linhas internas e de ligação de centros eletroprodutores à RESP não impuser restrições decorrentes da constituição da servidão da linha que prejudiquem a cultura dominante na área afetada.
4 - Sem prejuízo do disposto no artigo 11.º, a instalação e exploração de sistemas agrovoltaicos em áreas da RAN são consideradas parte integrante da atividade agrícola, para efeitos do disposto no Decreto-Lei n.º 73/2009, de 31 de março, desde que verificados os seguintes requisitos: a) O cumprimento das regras específicas constantes dos regulamentos referidos nos artigos 244.º e 245.º; e
b) A manutenção da aptidão agrícola do terreno, através, entre outros meios, da remoção, parcial ou integral, do sistema agrovoltaico. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
-2ª versão: DL n.º 99/2024, de 03/12
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Secção IX
Acesso e ligação à rede elétrica de serviço público
| Artigo 51
Princípios aplicáveis à receção de eletricidade pela rede elétrica de serviço público |
1 - Na receção de eletricidade pela RESP aplicam-se os seguintes princípios:
a) Consideração dos objetivos da política energética nacional, nomeadamente no que respeita à mobilização dos recursos endógenos renováveis e da descarbonização;
b) Salvaguarda do interesse público atribuído à RESP nos termos da legislação e dos regulamentos relevantes para a exploração diária do sistema produtor e das redes;
c) Igualdade de tratamento e de oportunidades;
d) Racionalidade na gestão das capacidades disponíveis;
e) Transparência das decisões, designadamente através de mecanismos de informação e de publicitação.
2 - (Revogado.) |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 52.º
Acesso e funcionamento das redes |
1 - Os operadores da RESP devem proporcionar o acesso às respetivas redes, de forma não discriminatória e transparente, nos termos do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações e do Regulamento Tarifário.
2 - Os operadores da RESP, em coordenação com o gestor global do SEN e com o gestor integrado das redes de distribuição e com as demais entidades relevantes, devem tomar medidas operacionais adequadas para prevenir ou minimizar as limitações ao transporte e distribuição de eletricidade. |
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Artigo 52.º-A
Acesso com restrições |
1 - O acesso à RESP pode ser conferido com restrições, nos termos a regulamentar pela ERSE.
2 - A atribuição de acesso com restrições:
a) Não deve atrasar os reforços da rede na zona em causa;
b) Deve assegurar a conversão da capacidade com restrições em capacidade firme após a conclusão dos necessários desenvolvimentos na RESP, com base em critérios claros, transparentes e previamente estabelecidos em regulamentação da ERSE.
c) Pode tornar-se a solução permanente, inclusive para o armazenamento de energia, nas zonas em que a ERSE considere que o desenvolvimento da rede não é a solução mais eficiente;
d) Depende da instalação de dispositivo de controlo de potência certificado, nos termos a regulamentar pela ERSE.
3 - O documento que titula a atribuição de capacidade com restrições deve especificar, pelo menos:
a) A capacidade firme e a capacidade com restrições de injeção ou de consumo, incluindo as restrições ativas e/ou limitações, probabilidade da sua ocorrência, bem como a sua duração, período temporal da ocorrência e dimensão;
b) As tarifas de acesso às redes aplicáveis à capacidade firme e à capacidade flexível;
c) A duração da atribuição de capacidade com restrições e a data prevista para a conversão da capacidade com restrições em capacidade firme.
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Artigo 53.º
Encargos com os investimentos |
1 - Os encargos com os investimentos para a criação de capacidade de receção na RESP e para a ligação de centros eletroprodutores, UPAC ou instalações de armazenamento obedecem às seguintes regras gerais:
a) Os custos de investimento na rede suportados pelas concessionárias, deduzidos de eventuais comparticipações de fundos públicos e de outras comparticipações nos reforços das redes definidos regulamentarmente pela ERSE são considerados para os efeitos da fixação de tarifas de uso da rede;
b) O custo e a construção da ligação desde ponto de receção para ligação do centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento até ao ponto de interligação são da responsabilidade do titular da licença de produção;
c) No caso de produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis de origem ou localização oceânica, o estabelecimento da ligação desde o centro eletroprodutor ou UPAC até ao ponto de interligação incumbe ao operador da RNT, correndo os respetivos custos pelo titular da licença de produção, exceto nos casos de ligações às zonas livres tecnológicas;
d) Se for celebrado acordo entre o requerente e o operador da RESP para construção de novas infraestruturas não previstas no PDIRT, no PDIRD ou para antecipação das ali previstas, ou, ainda, para reforço das já existentes, os respetivos encargos são pagos na totalidade pelo requerente nos termos acordados, dispensando-se, nestes casos, o pagamento do encargo para comparticipação nos reforços de rede definido regulamentarmente pela ERSE.
2 - Os encargos com os investimentos previstos na alínea d) do número anterior podem ser assumidos por um ou vários requerentes que pretendam partilhar entre si os respetivos custos, nos termos a acordar com o operador de rede respetivo, podendo, ainda, ser objeto de pagamento faseado durante o período de vida útil do ativo, desde que seja prestada garantia adequada a liberar em função dos pagamentos efetuados.
3 - Com a entrada em exploração das infraestruturas mencionadas nas alíneas b) a d) do n.º 1 e com a celebração de acordo de transferência de propriedade entre o requerente e o respetivo operador da RESP quando as infraestruturas são construídas ou reforçadas pelo requerente, aquelas integram-se, sem necessidade de qualquer formalidade adicional, no domínio público do concedente e no objeto da concessão, não podendo ser consideradas como ativo a remunerar na parte correspondente ao custo suportado pelo requerente.
4 - Para efeitos do disposto na alínea c) do n.º 1, o requerente e o operador da RNT celebram um acordo cuja minuta deve ser aprovada pela DGEG, devendo observar-se, com as necessárias adaptações e tendo em conta as especificidades das instalações marinhas, o procedimento estabelecido para modalidade de acordo referida na alínea b) do n.º 2 do artigo 18.º
5 - Nos casos em que se verifiquem atrasos na concretização de reforços internos das redes por razões alheias ao operador da RESP, decorrentes da ligação dos centros eletroprodutores, UPAC ou instalações de armazenamento, o gestor global do SEN pode definir limitações de volume de produção e o recurso a disparos de grupos em caso de contingências de elementos das redes. |
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Artigo 54.º
Ligação às redes |
1 - A ligação do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento à RESP é feita a expensas do titular do procedimento de controlo prévio quando para seu uso exclusivo, conforme previsto na alínea b) do n.º 1 do artigo anterior.
2 - A construção das infraestruturas previstas na alínea b) do n.º 1 do artigo anterior processa-se nos mesmos termos e condições legalmente estabelecidos para as entidades concessionárias da RNT e da RND, incluindo as previstas no artigo 112.º
3 - No caso de ramais originariamente de uso partilhado por mais de um interessado, os encargos com a construção dos troços de linha comuns são repartidos nos termos a definir no Regulamento das Relações Comerciais.
4 - No caso de utilização superveniente de um ramal por um novo interessado, dentro do período de cinco anos após a sua entrada em exploração, os interessados que tiverem suportado os encargos com a sua construção são ressarcidos por aquele, nos termos a definir no Regulamento das Relações Comerciais.
5 - O operador de rede pode propor o sobredimensionamento do ramal de ligação, com o objetivo de obter solução globalmente mais económica para o conjunto das utilizações possíveis do ramal, comparticipando nos respetivos encargos de constituição, nos termos estabelecidos nos números anteriores, por forma a que o interessado apenas suporte os encargos correspondentes à solução necessária para o escoamento da sua produção.
6 - Os operadores da RESP devem propor à ERSE, para inclusão no Regulamento de Relações Comerciais, normas-padrão relativas à assunção e partilha de custos de adaptações técnicas, tais como ligações às respetivas redes, reforços de rede, melhoria de funcionamento e regras para a aplicação não discriminatória de códigos de rede necessárias para a integração de novos interessados que alimentem a rede interligada com eletricidade proveniente de fontes de energia renováveis.
7 - Previamente à obtenção da reserva de capacidade de injeção na RESP, os interessados que pretendam injetar na rede eletricidade proveniente de fontes de energia renováveis podem solicitar, contra pagamento do respetivo serviço com preço regulado pela ERSE, ao operador de rede a que se pretendem ligar uma estimativa do valor dos custos dos elementos de ligação à rede, a realizar pelo respetivo operador, que lhes é fornecida no prazo de 30 dias.
8 - No prazo de 60 dias após a atribuição de título de capacidade de injeção na RESP, o titular, quando a eletricidade provenha de fontes de energia renováveis, pode solicitar ao respetivo operador de rede as informações necessárias para a ligação, incluindo as seguintes:
a) Uma estimativa completa e pormenorizada dos custos associados à ligação;
b) Um calendário indicativo razoável para a ligação à rede proposta.
9 - Após a receção do pedido de informações previsto no número anterior, o operador de rede dispõe dos seguintes prazos, para dar a devida resposta:
a) 90 dias, no caso do ponto de interligação atribuído se estabelecer em instalação existente da respetiva RESP e não implicar, por parte do operador de rede, outras obras para além da ampliação dessa instalação e desde que a mesma disponha de painéis de reserva, equipados ou não;
b) 120 dias, no caso do ponto de interligação atribuído implicar a realização de reforços e desenvolvimento da RESP previstos nos planos de desenvolvimento e investimento das redes. |
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Secção X
Registo prévio
| Artigo 55.º
Procedimento de registo prévio |
1 - O registo prévio é efetuado na plataforma eletrónica prevista no artigo 15.º, e observa os seguintes procedimentos:
a) Inscrição do requerente na plataforma, através do preenchimento do formulário disponibilizado por esta;
b) Emissão de recibo atestando a data e hora da apresentação do pedido, após conclusão e validação da inscrição;
c) Após validação da inscrição, pagamento das taxas devidas pelo registo; d) Ausência de consultas a entidades externas à DGEG, exceto ao operador de rede competente e ao gestor global do SEN;
e) Nos 20 dias subsequentes à validação da inscrição, o ORD pronuncia-se sobre a existência de condições técnicas de ligação à rede e sobre o cumprimento dos regulamentos aplicáveis, respeitando a ordem sequencial dos pedidos, confirmando previamente a viabilidade de atribuição de reserva de capacidade de injeção na RND junto do operador da RNT e do gestor global do SEN, que comunicam a sua avaliação, respetivamente, quanto à capacidade disponível e quanto à segurança do abastecimento, com a antecedência mínima de 10 dias do termo do prazo para a pronúncia do ORD;
f) A pronúncia negativa por ausência de capacidade de injeção na RESP só deve ocorrer caso não seja possível a respetiva atribuição com restrições ou caso o requerente pretenda uma capacidade firme;
g) Após pronúncia do ORD que ateste a existência de capacidade de receção requerida ou decorrido o respetivo prazo sem que tenha havido pronúncia a DGEG procede à respetiva atribuição por ordem de precedência dos pedidos; h) Até ao final do prazo de recusa do registo prévio, o requerente pode alterar, por uma única vez, a localização da instalação não implicando nova pronúncia do ORD se não alterar o ponto de injeção na RESP;
i) Quando a alteração da localização da instalação implicar nova pronúncia do ORD, esta efetua-se nos termos da alínea e).
2 - O registo prévio pode ser recusado pela DGEG no prazo de 30 dias, após a emissão da pronúncia do ORD ou após decurso do respetivo prazo que a mesma tenha ocorrido, quando se verifique a inobservância dos requisitos legais e regulamentares para o exercício da atividade.
3 - No mesmo prazo referido no número anterior, a DGEG pode estabelecer condições a observar pelo titular do registo que obviam à sua recusa.
4 - Após o decurso do prazo de recusa do registo, é emitido comprovativo de registo prévio, com ou sem condições, que habilita à instalação do centro eletroprodutor, da UPAC ou da instalação de armazenamento, o qual é comunicado, de modo automático, ao ORD e ao gestor global do SEN.
5 - No prazo de cinco dias após emissão do comprovativo referido no número anterior a DGEG liberta a caução prestada nos termos previstos no artigo 13.º
6 - Estão dispensadas de novo registo, ficando sujeitas a mero averbamento, as alterações ao registo que não constituem uma alteração substancial.
7 - As alterações ao registo processam-se no âmbito da plataforma eletrónica e são averbadas automaticamente ao registo inicial, exceto se foram expressamente recusadas no prazo de 30 dias.
8 - A alteração pode estar sujeita à realização de nova inspeção, nos termos definidos no despacho previsto no n.º 10, seguindo-se os termos estabelecidos no artigo 57.º
9 - A alteração da titularidade do registo até à emissão do certificado de exploração segue o disposto no artigo 36.º com as necessárias adaptações, excetuando os casos de autoconsumo.
10 - A operacionalização do procedimento de registo prévio, bem como as normas técnicas aplicáveis e os documentos instrutórios necessários são aprovados por despacho do diretor-geral da DGEG, após audição dos operadores da RESP, no prazo de 30 dias após a publicação do presente decreto-lei, e são publicitados no sítio na Internet da DGEG.
11 - Os procedimentos de registo prévio não podem exceder, no seu conjunto, os seguintes limites:
a) De um mês, para as unidades de produção de fonte solar com uma potência instalada igual ou inferior a 100 kW;
b) De três meses, para as restantes unidades de produção de fonte solar e armazenamento de energia, incluindo as unidades integradas em edifícios e em estruturas artificiais, com exceção das superfícies de massas de água artificiais;
c) De dois anos, para o reequipamento dos projetos de energias renováveis offshore, sendo esse prazo reduzido para um ano, se localizados em ZAER. 12 - Nos termos e para os efeitos do disposto na alínea a) do número anterior: a) Os prazos referidos nos n.ºs 1, 2, 3 e 7 são reduzidos para metade; b) Na falta de emissão da decisão no prazo determinado para o procedimento de registo prévio, ocorre o deferimento tácito, contanto que a potência instalada não exceda a capacidade existente de ligação à rede de distribuição.
13 - O disposto na alínea b) do n.º 11 aplica-se desde que o objetivo principal das referidas estruturas artificiais não consista na conversão de energia solar ou no armazenamento de energia.
14 - O prazo referido na alínea c) do n.º 11 pode ser prorrogado, por despacho do diretor-geral da DGEG, uma única vez e pelo período máximo de seis ou, caso o projeto se localize em ZAER, três meses, mediante a verificação fundamentada de circunstâncias extraordinárias decorrentes dos projetos.
15 - Os requerentes são notificados, em sede de audiência dos interessados nos termos previstos no Código do Procedimento Administrativo, sobre a prorrogação dos prazos nos termos do número anterior. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
-2ª versão: DL n.º 99/2024, de 03/12
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Artigo 56.º
Cumulação de pedidos de registo |
1 - Nos casos em que o centro eletroprodutor ou instalação de armazenamento objeto do pedido de registo prévio diste menos de 2 km face a eletroprodutor ou instalação de armazenamento que já tenha obtido o devido registo, o pedido segue o procedimento de controlo prévio determinado pela junção da capacidade instalada requerida com a capacidade instalada concedida ao abrigo do registo prévio anteriormente concedido.
2 - O disposto no número anterior é aplicável nos casos em que o interessado tenha alterado a localização do centro eletroprodutor ou da instalação de armazenamento, nos termos da alínea h) do n.º 1 do artigo anterior. |
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Artigo 57.º
Certificação e ligação à rede elétrica de serviço público |
1 - A instalação do centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento é efetuada por entidade instaladora de instalações elétricas de serviço particular ou técnico responsável pela execução de instalações elétricas, habilitados nos termos da legislação aplicável.
2 - Após a instalação, o titular do registo solicita à entidade inspetora de instalações elétricas de serviço particular a realização de inspeção destinada a verificar a conformidade da instalação com as normas legais e regulamentares aplicáveis, mediante preenchimento de formulário na plataforma informática prevista no artigo 15.º, nos termos definidos no despacho previsto no n.º 10 do artigo 55.º
3 - A inspeção referida no número anterior é efetuada pela entidade inspetora de instalações elétricas independentemente do nível de tensão a que se efetua a ligação à RESP.
4 - A apresentação e o pagamento do pedido referido no n.º 2 determina a emissão de certificado de exploração provisório, sem prejuízo do disposto no número seguinte.
5 - No prazo de 10 dias após a submissão do relatório de inspeção que ateste a conformidade da instalação, se não for recusada a emissão do certificado, considera-se o mesmo atribuído e autorizada a ligação definitiva à rede.
6 - Para efeito do disposto no número anterior, a plataforma eletrónica prevista no artigo 15.º emite, automaticamente, o certificado de exploração em nome do requerente que autoriza a ligação à rede a título definitivo.
7 - Após estabelecimento da ligação à rede, o ORD insere a respetiva data na plataforma eletrónica a que se refere o número anterior.
8 - O titular do registo está obrigado a realizar inspeções periódicas, de oito em oito anos, ao centro eletroprodutor, UPAC ou instalação de armazenamento recorrendo, para o efeito, a uma entidade inspetora de instalações elétricas de serviço particular.
9 - Os relatórios de inspeção são comunicados à DGEG mediante a respetiva inserção na plataforma eletrónica a que se refere o n.º 6.
10 - O não cumprimento do disposto no n.º 8 por causa imputável ao titular do registo conduz à sua revogação pela DGEG nos termos do disposto no n.º 4 do artigo seguinte.
11 - As regras e orientações metodológicas associadas às inspeções periódicas são definidas no regulamento previsto no artigo 245.º e objeto de publicação pela DGEG no seu sítio na Internet. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 58.º
Cessação do registo |
1 - O registo cessa os seus efeitos por caducidade ou revogação.
2 - O registo caduca quando:
a) Não forem pagas as taxas devidas no prazo estabelecido;
b) Não for apresentado pedido de certificado de exploração no prazo máximo de nove meses após a emissão do comprovativo do registo ou no prazo de 18 meses no caso de centrais hidroelétricas, salvo nos casos em que ocorra atraso na disponibilização das condições de ligação à RESP por parte do operador da RESP caso em que a DGEG determina a suspensão do prazo pelo período correspondente;
c) O respetivo titular renunciar ao registo.
3 - O prazo estabelecido na alínea b) do número anterior deve ser prorrogado, a pedido do requerente, pela entidade licenciadora por metade do prazo ali estabelecido, nos termos no n.º 5 do artigo 14.º ou, sem limite de tempo, por despacho do membro do Governo responsável pela área da energia em circunstâncias excecionais e mediante pedido do requerente devidamente justificado.
4 - O registo é revogado pela DGEG após audiência prévia do respetivo titular nos termos do CPA, quando a atividade estiver a ser exercida em desconformidade com as normas legais e regulamentares e o titular não tenha adotado, no prazo que lhe tiver sido fixado, as recomendações da DGEG para reposição da legalidade. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Secção XI
Comunicação prévia
| Artigo 59.º
Procedimento de comunicação prévia |
1 - A atividade realizada ao abrigo de comunicação prévia observa as normas legais e regulamentares aplicáveis.
2 - O procedimento de comunicação prévia é efetuado através de plataforma eletrónica prevista no artigo 15.º, e observa o seguinte:
a) Inscrição do requerente na plataforma, através do preenchimento do formulário disponibilizado por esta;
b) Inserção dos documentos instrutórios;
c) Emissão, de forma automática, do comprovativo de apresentação da comunicação prévia que atesta a data e hora da apresentação da comunicação prévia.
3 - Após obtenção do comprovativo de apresentação da comunicação prévia, o interessado está habilitado a proceder à instalação.
4 - A entrada em funcionamento é registada, pelo interessado, na plataforma eletrónica a que se refere o n.º 2 e é acompanhada da entrega de termo de responsabilidade subscrito por técnico habilitado que ateste que a instalação respeita as normas legais e regulamentares aplicáveis.
5 - Nos casos em que esteja prevista injeção de eletricidade na RESP, a DGEG solicita ao ORD a indicação das condições de ligação à RESP, no prazo de 30 dias após a obtenção do comprovativo de apresentação da comunicação prévia.
6 - O ORD disponibiliza as condições de ligação à RESP e respetivo orçamento nos 60 dias subsequentes à solicitação realizada nos termos do número anterior.
7 - Após pronúncia do ORD que ateste a existência de capacidade de receção requerida, ou decorridos 30 dias sem que tenha havido pronúncia, a DGEG procede à respetiva atribuição por ordem de precedência das comunicações.
8 - O cumprimento das condições estabelecidas pelo ORD é atestado mediante termo de responsabilidade subscrito por técnico habilitado, o qual é inserido na plataforma eletrónica a que se refere o n.º 2.
9 - O ORD regista na plataforma eletrónica a que se refere o n.º 2 a data da entrada em funcionamento.
10 - As alterações à comunicação prévia são sujeitas a averbamento a realizar na plataforma eletrónica a que se refere o n.º 2.
11 - A operacionalização do procedimento de comunicação prévia, bem como as normas técnicas aplicáveis e os documentos instrutórios necessários, são aprovadas por despacho do diretor-geral da DGEG, no prazo de 60 dias após a publicação do presente decreto-lei, e são publicitadas no sítio na Internet da DGEG. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 60.º
Imposição de medidas |
1 - Quando verifique que há desconformidade com normas legais ou regulamentares aplicáveis a DGEG pode:
a) Determinar a adoção de medidas necessárias à reposição da legalidade da instalação;
b) Determinar a cessação de efeitos da comunicação prévia.
2 - A cessação da comunicação prévia é precedida de audiência do interessado nos termos do CPA. |
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Artigo 61.º
Cessação dos efeitos da comunicação prévia |
Os efeitos da comunicação prévia cessam por:
a) Renúncia do titular, a efetuar na plataforma eletrónica;
b) Determinação da DGEG, nos termos do disposto no artigo anterior. |
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Artigo 62.º
Procedimento de controlo prévio |
1 - O sobre-equipamento e o reequipamento de centro eletroprodutor constituem uma alteração não substancial do título de controlo prévio preexistente e seguem o procedimento estabelecido para a respetiva alteração.
2 - O procedimento de controlo prévio referido no número anterior, incluindo a AIA ou a avaliação de incidências ambientais a que haja lugar, quando aplicável, não pode exceder o limite de um ano, a contar da completude do pedido inicial daquele procedimento.
3 - O prazo referido no número anterior é reduzido para seis meses no caso de sobre-equipamento ou reequipamento de centro eletroprodutor localizado em ZAER.
4 - O prazo referido nos números anteriores pode ser prorrogado por despacho do diretor-geral da DGEG, pelo período máximo de três meses, mediante a verificação fundamentada de circunstâncias extraordinárias decorrentes dos projetos, com impacto, designadamente, na segurança e na fiabilidade da RESP.
5 - Para o efeito do presente artigo aplica-se, com as necessárias adaptações, o disposto no n.º 9 do artigo 14.º e nos n.os 2 e 3 do artigo 42.º, na redação introduzida pelo presente decreto-lei.
6 - O sobre-equipamento e reequipamento podem ser requeridos após a emissão da licença de exploração e previamente à emissão do certificado de exploração, não constituindo, neste caso, um procedimento autónomo de alteração do título de controlo prévio, ficando sujeito a averbamento.
7 - O reequipamento de centro eletroprodutor de fonte primária solar ou eólica não está sujeito a procedimento de apreciação prévia e decisão de sujeição a AIA, ou a procedimento de AIA estabelecidos no respetivo regime jurídico. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
- Retificação n.º 6/2025, de 24/01
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
-2ª versão: DL n.º 99/2024, de 03/12
-3ª versão: Retificação n.º 6/2025, de 24/01
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SECÇÃO XII
Sobre-equipamento, reequipamento, híbridos e hibridização
SUBSECÇÃO I
Sobre-equipamento
| Artigo 63.º
Energia adicional |
1 - Os centros eletroprodutores eólicos podem injetar, na rede a que se encontrem ligados, a energia adicional resultante do respetivo título de controlo prévio, nos termos do presente decreto-lei, do Regulamento das Redes e dos regulamentos aplicáveis emitidos pela ERSE.
2 - O operador de rede a que se encontre ligado o centro eletroprodutor, em coordenação com o gestor global do SEN, define, no acordo de ligação, as condições técnicas a que fica sujeita a injeção da energia adicional, por forma a prevenir eventuais quebras do fornecimento ou a instabilidade na rede.
3 - A potência de ligação mantém-se inalterada não obstante a injeção da energia adicional. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 64.º
Energia do sobre-equipamento |
1 - Todos os centros eletroprodutores de fontes de energia renováveis, excluindo os aproveitamentos hidroelétricos com potência de ligação superior a 10 MVA, podem ser sobre-equipados.
2 - Nos casos referidos no número anterior, a potência de ligação atribuída ao centro eletroprodutor mantém-se inalterada, não obstante o sobre-equipamento e a injeção na rede da energia do sobre-equipamento. |
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Artigo 65.º
Interrupção da injeção da energia adicional e da energia do sobre-equipamento |
1 - Sempre que se revele necessário para assegurar a segurança e fiabilidade da rede ou a qualidade de serviço, o gestor global do SEN dá instruções diretas para que o titular do centro eletroprodutor interrompa, no todo ou em parte, a injeção da energia adicional ou da energia do sobre-equipamento.
2 - As instruções de interrupção são de cumprimento obrigatório, devendo especificar o prazo da interrupção, valor de potência máxima a injetar pelo centro eletroprodutor e, se for o caso, as demais obrigações técnicas a observar.
3 - Para efeito do disposto nos números anteriores, o centro eletroprodutor deve estar equipado com os meios de comunicação, medição e controlo necessários e adequados, para que possa receber as instruções de interrupção do gestor global do SEN, diretamente ou através do centro de despacho do centro eletroprodutor.
4 - Em caso de incumprimento das instruções de interrupção pelo titular do centro eletroprodutor, o gestor global do SEN pode interromper a injeção da energia elétrica proveniente do centro eletroprodutor durante o período em que as condições determinantes da interrupção se mantiverem.
5 - A energia injetada em violação das instruções referidas nos números anteriores está sujeita às penalizações previstas no Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema do setor elétrico (MPGGS), aprovado pela ERSE. |
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Artigo 66.º
Remuneração da energia do sobre-equipamento |
| A energia do sobre-equipamento é remunerada nos termos do disposto no artigo 17.º |
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Artigo 67.º
Faturação da energia adicional |
1 - A energia adicional é determinada em cada período de 15 minutos, pela diferença positiva entre a energia efetivamente entregue à rede e a que resulte da calculada a partir da potência de ligação nesse período.
2 - Quando o centro eletroprodutor beneficie de um regime de remuneração garantida ou outro regime bonificado de apoio à remuneração, ao valor total da energia mensal registada no contador é deduzida a energia adicional, calculada nos termos previstos no número anterior, sendo o valor obtido remunerado de acordo com o regime remuneratório em que se enquadre o centro eletroprodutor.
3 - A energia injetada em violação de instruções de interrupção é faturada, até ao limite da potência de ligação, pela entidade obrigada à respetiva aquisição a nível continental ao titular do centro eletroprodutor pelo valor correspondente a duas vezes o valor unitário que lhe corresponda, devendo o montante da penalização ser deduzido, por encontro de contas, no pagamento imediatamente seguinte.
4 - Os operadores de rede e o gestor global do SEN devem informar o CUR das instruções de interrupção que não forem cumpridas, fornecendo-lhe os detalhes necessários para efeitos do cumprimento do disposto no número anterior. |
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Artigo 68.º
Faturação da energia do sobre-equipamento |
1 - A faturação da energia do sobre-equipamento entregue à rede é feita separadamente da energia produzida pelo centro eletroprodutor que se encontre sobre-equipado.
2 - O titular do centro eletroprodutor sobre-equipado e o titular do sobre-equipamento juridicamente separado devem partilhar toda a informação relevante para a faturação em separado da eletricidade injetada por ambos.
3 - Os dados e informação estatística são prestados à DGEG pelo titular do centro eletroprodutor sobre-equipado, nos termos legalmente previstos, devendo ser sempre indicada a totalidade da energia produzida e individualizar a parte relativa à energia do sobre-equipamento. |
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Artigo 69.º
Separação jurídica do sobre-equipamento |
1 - O sobre-equipamento pode ser juridicamente separado do centro eletroprodutor preexistente, sendo averbado, no título de controlo prévio preexistente, em nome de pessoa jurídica distinta do titular do centro eletroprodutor a sobre-equipar que por este seja dominada.
2 - Para os efeitos do disposto no número anterior, o titular do centro eletroprodutor apresenta à entidade licenciadora um contrato celebrado entre si e a pessoa jurídica que preencha os requisitos do número anterior.
3 - O contrato referido no número anterior deve definir os termos e condições da separação jurídica do sobre-equipamento, nomeadamente, os direitos e obrigações de cada uma das partes no respeitante à produção de eletricidade, à injeção de eletricidade na rede, à contagem e faturação, à propriedade das instalações e equipamentos e à partilha de informações.
4 - Cabe aos titulares do centro eletroprodutor e do sobre-equipamento autónomo assegurar o regular funcionamento das respetivas instalações, em conformidade com a lei e os regulamentos aplicáveis e as boas regras da indústria, bem como o cumprimento das instruções de interrupção, o pagamento da energia consumida pelos serviços auxiliares, o controlo da energia reativa transitada pelo ponto de receção e o pagamento dos respetivos desvios à programação.
5 - O titular do centro eletroprodutor e o titular do sobre-equipamento autónomo respondem solidariamente perante as entidades licenciadoras e fiscalizadoras, os operadores de rede ou o gestor global do SEN em tudo o que respeite ao cumprimento dos deveres e obrigações legais e regulamentares decorrentes do controlo prévio e inerentes à instalação e exploração do sobre-equipamento e respetiva ligação à rede.
6 - Cabe ao titular do centro eletroprodutor assegurar a interlocução perante as entidades referidas no número anterior, salvo em situações de manifesta impossibilidade do mesmo onde o titular do sobre-equipamento autónomo o substitui nesse papel.
7 - A integração completa do sobre-equipamento juridicamente separado no centro eletroprodutor que serviu de base àquele, bem como a transformação do sobre-equipamento juridicamente separado em centro eletroprodutor independente do que serviu de base ao sobre-equipamento, constituem alterações ao título de controlo prévio e seguem o respetivo procedimento.
8 - A cessação dos efeitos do título de controlo prévio pode restringir-se ao sobre-equipamento ou ao centro sobre-equipado.
9 - Quando cesse o contrato referido no n.º 2 e não ocorra, nos 30 dias subsequentes à respetiva cessação, a integração ou a transformação prevista no n.º 7, cessam os efeitos do título de controlo prévio relativamente ao sobre-equipamento.
10 - Quando a cessação dos efeitos do título de controlo prévio do centro eletroprodutor preexistente dê origem à transformação do sobre-equipamento juridicamente separado em centro eletroprodutor independente, é assegurada a capacidade de injeção na RESP relativa ao sobre-equipamento, ficando a capacidade remanescente disponível para nova atribuição.
11 - No caso referido no número anterior, a DGEG emite novo título de controlo prévio e um novo título de reserva de capacidade em nome do titular do novo centro eletroprodutor. |
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Artigo 70.º
Intransmissibilidade |
| Salvo o disposto no artigo anterior, a instalação de sobre-equipamento não é suscetível de transmissão autónoma relativamente ao centro eletroprodutor preexistente, mesmo nos casos de sobre-equipamento juridicamente separado, exceto quando tal transmissão se efetive no quadro de operações de reestruturação de grupos que não impliquem alteração do beneficiário efetivo registado no RCBE. |
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SUBSECÇÃO II
Reequipamento
| Artigo 71.º
Potência instalada e potência de ligação |
1 - Todos os centros eletroprodutores de fontes de energia renováveis podem ser reequipados.
2 - Com o reequipamento total do centro eletroprodutor, excluindo os aproveitamentos hidroelétricos com potência de ligação superior a 10 MVA, a potência de ligação é acrescida, por uma única vez, até um máximo de 20 /prct. da potência de ligação inicialmente atribuída.
3 - Nos casos em que a potência mínima dos equipamentos geradores existentes em mercado exceda o valor da potência de ligação inicial acrescida no máximo de 20 /prct., definido nos termos do número anterior, esse acréscimo corresponde ao valor mínimo da potência mínima dos equipamentos geradores ou, em alternativa, é aferido em função da agregação dos centros eletroprodutores de um mesmo titular localizados na mesma zona de rede e concretiza-se no ponto de ligação à RESP, de entre aqueles a que se ligam os centros eletroprodutores agregados, que disponha de melhores condições técnicas para injeção da capacidade atribuída.
4 - No caso referido no artigo anterior, o operador da RESP competente determina a alternativa que melhor garanta a segurança e fiabilidade da RESP.
5 - Sem prejuízo dos acréscimos de potência de ligação atribuídos, a aplicação do disposto no n.º 2 cessa quando forem atingidas as metas indicadas no PNEC 2030 para a respetiva fonte primária. |
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Artigo 72.º
Interrupção da injeção da energia do reequipamento |
1 - Sempre que se revele necessário para assegurar a segurança e fiabilidade da rede ou a qualidade de serviço, o gestor global do SEN dá instruções diretas para que o titular do centro eletroprodutor interrompa, no todo ou em parte, a injeção da energia produzida pelo reequipamento.
2 - A interrupção segue o disposto nos n.os 2 a 5 do artigo 65.º
3 - A energia correspondente ao acréscimo de potência de ligação decorrente do reequipamento, transacionada nos mercados organizados ou através de contratação bilateral, participa obrigatoriamente no mercado de resoluções de restrições técnicas após o mercado diário e é colocada na curva de ofertas a descer do mercado de reserva de reposição e de mercado de reserva de regulação, ou do mercado que o venha substituir, com um preço não inferior a zero, de acordo com as regras a serem estabelecidas no MPGGS.
4 - O disposto no número anterior é aplicado pelo gestor global do SEN ao agente de mercado que transacione nos mercados organizados a energia correspondente ao acréscimo de potência de ligação decorrente do reequipamento em representação do titular do centro eletroprodutor.
5 - O agente de mercado referido no número anterior tem a obrigação de apresentar as ofertas junto do gestor global do SEN, de acordo com o estabelecido no MPGGS. |
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Artigo 73.º
Remuneração da energia do reequipamento |
1 - A energia injetada na RESP que corresponda ao acréscimo de potência de ligação decorrente do reequipamento é remunerada nos termos do disposto no artigo 17.º
2 - Nos casos em que o centro eletroprodutor beneficie de um regime de remuneração garantida ou outro regime bonificado de apoio à remuneração, esse regime é aplicável nos termos e prazos definidos na sua atribuição à eletricidade injetada na RESP correspondente à potência de ligação inicial.
3 - A DGEG, em articulação com o gestor global do SEN e com os operadores de rede, operacionaliza a metodologia de contagem da eletricidade tendo em vista a aplicação dos diferentes regimes remuneratórios nos termos do disposto nos números anteriores. |
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SUBSECÇÃO III
Híbridos e hibridização
| Artigo 74.º
Procedimento de controlo prévio de híbridos e hibridização |
1 - Os híbridos e a hibridização seguem os procedimentos de controlo prévio estabelecidos no artigo 11.º
2 - Sem prejuízo da utilização do mesmo ponto de receção na RESP, na hibridização o título de controlo prévio subsequente identifica expressamente a capacidade de injeção na RESP alocada à nova unidade de produção e implica a alteração em conformidade do título de reserva de capacidade de injeção na RESP preexistente, a promover pela DGEG ou, casos de modalidade de acordo com o operador da RESP, pelo respetivo operador.
3 - Nos casos em que a hibridização ocorra em centro eletroprodutor ou UPAC que disponha de título de utilização dos recursos hídricos ou de título de utilização do espaço marítimo, o título de controlo prévio subsequente pode subsistir, para além do título de controlo prévio preexistente, com a capacidade de injeção respetiva desde que seja assegurada a prioridade de injeção ao centro eletroprodutor preexistente.
4 - O disposto no número anterior não prejudica a caducidade do subsequente título de controlo prévio decorrente da extinção do título de utilização dos recursos hídricos ou de título de utilização do espaço marítimo nos casos em que a hibridização deles careça.
5 - No procedimento de controlo prévio referido nos números anteriores, a entidade licenciadora informa o requerente dos elementos instrutórios já entregues e existentes no âmbito do procedimento de controlo prévio inicial que se mantêm válidos.
6 - A hibridização através de novas unidades de armazenamento está sujeita ao procedimento previsto no n.º 3 do artigo 79.º |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 75.º
Separação na hibridização |
| A hibridização pode ser concedida a requerente distinto do titular do centro eletroprodutor ou UPAC a hibridizar, ainda que não em relação de domínio com este, aplicando-se com as necessárias adaptações o estabelecido no artigo 69.º |
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Artigo 76.º
Cessação dos títulos de controlo prévio na hibridização |
1 - A cessação dos títulos de controlo prévio preexistente e subsequente ocorre nos termos definidos no presente decreto-lei para a forma de procedimento que lhes corresponda.
2 - Sem prejuízo do disposto nos n.os 3 e 4 do artigo 74.º, com a cessação dos efeitos do título de controlo prévio preexistente, é assegurada a capacidade de injeção na RESP identificada no título de controlo prévio subsequente.
3 - No caso referido no número anterior, é emitido pela DGEG título de reserva de capacidade em nome do titular da nova unidade de produção.
4 - No caso referido no n.º 2, a capacidade de injeção na RESP remanescente fica disponível para nova atribuição nos termos do presente decreto-lei.
5 - A cessação do título de controlo prévio subsequente nos termos previstos no presente decreto-lei é averbada ao título de controlo prévio preexistente, que mantém o título de reserva de capacidade de injeção na RESP que lhe corresponde. |
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Artigo 77.º
Obrigação de injeção prioritária na rede elétrica de serviço público |
1 - Na hibridização, o titular de centro eletroprodutor preexistente que beneficie de um regime remuneratório estabelecido em procedimento concorrencial nos termos previstos no presente decreto-lei ou, se aplicável, de um regime de remuneração garantida ou de outro regime bonificado de apoio à remuneração atribuída ao abrigo de legislação anterior, assegura a prioridade de injeção na RESP da totalidade da eletricidade que o centro eletroprodutor pode produzir de acordo com o perfil de geração da respetiva instalação.
2 – (Revogado.) |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 78.º
Transmissão do título de controlo prévio emitido no âmbito da hibridização |
1 - À transmissão autónoma do título de controlo prévio subsequente emitido no âmbito da hibridização, aplica-se o disposto no presente decreto-lei sobre transmissão de títulos de controlo prévio, sem prejuízo do disposto nos números seguintes.
2 - A transmissão referida no número anterior depende de autorização do titular do centro eletroprodutor ou UPAC preexistente, a qual contém o acordo e as condições estabelecidas para a utilização da capacidade de injeção na RESP pelo transmissário.
3 - O título de capacidade de injeção na RESP mantém-se na titularidade do titular do centro eletroprodutor ou UPAC preexistente, cessando os efeitos com a cessação do título de controlo prévio preexistente, nos termos determinados do presente decreto-lei, sem prejuízo do disposto no artigo 76.º |
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SECÇÃO XIII
Armazenamento
| Artigo 79.º
Procedimento de controlo prévio |
1 - Nos casos em que a produção de eletricidade seja acompanhada de armazenamento, o procedimento de controlo prévio aplicável à produção incorpora a atividade de armazenamento.
2 - A atividade de armazenamento exercida de modo autónomo é sujeita a um procedimento de controlo prévio próprio nos termos do disposto no artigo 11.º
3 - A atividade de armazenamento está sujeita ao procedimento de verificação prévia de capacidade de carregamento através da RESP, pelo operador de rede competente e pelo gestor global do SEN.
4 - Para efeitos do disposto do número anterior, a entidade licenciadora solicita parecer ao operador de rede competente e ao gestor global do SEN, que determina o valor máximo de potência aparente permitido para o carregamento a partir da RESP das respetivas unidades de armazenamento. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 80.º
Serviços de sistema |
1 - O titular de uma instalação de armazenamento pode prestar vários serviços de sistema em simultâneo, quando tecnicamente viável, nos termos do MPGGS.
2 - Os operadores da rede podem, nos termos do n.º 4 do artigo 110.º, deter e explorar instalações de armazenamento de eletricidade destinados prioritariamente à prestação de serviços de sistema, garantia da segurança e fiabilidade das redes, contribuindo para a sincronização dos diferentes componentes do SEN.
3 - Os operadores da rede podem disponibilizar a terceiros, onerosamente e em termos a regulamentar pela ERSE, a capacidade de armazenamento não utilizada para cumprimento dos objetivos prioritários indicados no número anterior. |
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Secção XIV
Produção para autoconsumo
| Artigo 81.º
Procedimento de controlo prévio da produção para autoconsumo |
1 - As UPAC, individuais ou coletivas, estão sujeitas aos procedimentos de controlo prévio previstos no artigo 11.º
2 - No âmbito do procedimento de controlo prévio, os títulos são emitidos, no caso de UPAC de autoconsumo individual, ao respetivo autoconsumidor e, no caso de UPAC de ACC, ao condomínio representado pelo respetivo administrador, à EGAC em representação dos autoconsumidores ou, caso existam, à CER ou às comunidades de cidadãos para a energia.
3 - (Revogado.)
4 - A consulta ao operador da RESP, prevista nos procedimentos de controlo prévio aplicáveis, está dispensada, exceto quando se prevê a possibilidade de injeção de potência na RESP e esta exceda 30 kVA, quando ligado a redes de distribuição em BT, ou 100 kVA, quando ligado à RND ou à RNT.
5 - Sem prejuízo do disposto no número anterior, nos casos de UPAC ligadas a IU, a consulta ao operador da RESP está sempre dispensada, estando a potência de injeção na RESP limitada à potência certificada da IU ou à potência máxima admissível no ramal que serve a IU, consoante a que for menor.
6 - A dispensa prevista nos números anteriores, quando a injeção de potência na RESP ocorra na RND ou RNT, está condicionada ao cumprimento do Regulamento (UE) n.º 2016/631, da Comissão, de 14 de abril de 2016, e da Portaria n.º 73/2020, de 16 de março. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 81.º-A
Certificado de exploração para UPAC |
1 - O processo de certificação de UPAC obedece ao disposto no artigo 57.º, com exceção do prazo previsto no n.º 4, sendo o certificado de exploração emitido automaticamente, nos termos do n.º 5 do mesmo artigo.
2 - Sem prejuízo das competências atribuídas a outras entidades, cabe à DGEG verificar o cumprimento dos procedimentos e condições necessários à obtenção do certificado de exploração, podendo auditar quaisquer procedimentos, até dois anos após a sua conclusão.
3 - Caso identifique alguma irregularidade ocorrida no procedimento de certificação, a DGEG notifica o titular do certificado para que regularize a situação no prazo máximo de 30 dias, sob pena de, não o fazendo, ser tal certificado revogado.
4 - O prazo referido no número anterior pode ser prorrogado por uma vez, a pedido do titular do certificado.
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Artigo 82.º
Alterações ao procedimento de controlo prévio da produção para autoconsumo |
1 - Constituem alterações substanciais ao procedimento de controlo prévio as seguintes situações:
a) A mudança de local da UPAC, quando não se mantenham as condições de ligação à RESP;
b) A alteração de potência instalada, quando determine a alteração da forma de controlo prévio, exceto, no caso de UPAC com potência instalada superior a 1 MW, quando a alteração não ultrapasse 20 /prct. da potência instalada e desde que respeitada a capacidade máxima de injeção na RESP fixada no título de controlo prévio.
2 - Quando as alterações não configurem uma alteração substancial, seguem-se os procedimentos estabelecidos para alteração do título de controlo prévio ficando sujeitas à realização de nova inspeção as seguintes alterações:
a) Mudança de local da UPAC;
b) Alteração da potência instalada que não exceda os limiares da alínea b) do número anterior.
3 - A inspeção é realizada nos termos definidos no procedimento de controlo prévio e é inserida na plataforma eletrónica prevista no artigo 15.º, sob pena de rejeição da alteração. |
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1 - A proximidade entre as UPAC e a(s) IU constitui um requisito para o exercício da atividade de produção para autoconsumo.
2 - Para efeitos do presente decreto-lei, entendem-se abrangidas pelo conceito de proximidade a(s) UPAC e a(s) IU ligadas por linha direta ou rede interna ou, quando operem através da RESP, cumpram uma das seguintes condições:
a) No caso de UPAC ligadas às redes de distribuição de energia elétrica em BT, a(s) IU e a(s) UPAC não distem mais de 2 km de distância geográfica da UPAC principal ou estejam ligadas à mesma subestação da UPAC principal;
b) Estejam ligadas na mesma subestação, no caso de UPAC ligadas à RND e à RNT; ou
c) Quando não estejam ligadas na mesma subestação, não ultrapassem a distância geográfica da UPAC principal de 4 km no caso de ligação em MT, de 10 km nas ligações em AT e de 20 km nas ligações em MAT.
3 - A relação de proximidade entre UPAC e IU, quando não cumpra o disposto no número anterior, pode ser reconhecida, por decisão da DGEG precedida de parecer do operador de rede, tendo em consideração os elementos de natureza técnica pertinentes e critérios de otimização energética, quando se trate de projetos de autoconsumo promovidos por entidades públicas, ou por entidades por estas maioritariamente detidas, destinados à prossecução de fins de interesse público enquadrados nas respetivas competências e atribuições, designadamente no âmbito da prestação de serviços públicos essenciais, da eficiência energética do edificado público ou da execução de estratégias territoriais de âmbito municipal ou regional.
4 - As distâncias indicadas nas alíneas a) e c) do n.º 2 são aumentadas para o dobro, caso as UPAC, as IU e as instalações de armazenamento se situem em territórios de baixa densidade.
5 - Para efeitos do presente artigo, considera-se UPAC principal aquela que seja como tal designada pela EGAC ou pelo autoconsumidor, no caso de ACI. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 99/2024, de 03/12
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
-2ª versão: DL n.º 99/2024, de 03/12
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Artigo 84.º
Entidades instaladoras de unidade de produção para autoconsumo |
1 - A instalação de UPAC com potência instalada superior a 800 W é obrigatoriamente executada por entidade instaladora de instalações elétricas de serviço particular ou técnicos responsáveis pela execução de instalações elétricas, nos termos da Lei n.º 14/2015, de 16 de fevereiro, e do Decreto-Lei n.º 96/2017, de 10 de agosto.
2 - Excetua-se do disposto no número anterior a UPAC composta por equipamentos que não careçam de instalação, desde que se encontrem certificados nos termos do disposto nos n.os 2 e seguintes do artigo 96.º e disponham de capacidade instalada inferior a 1,5 kW.
3 - A entidade instaladora ou o técnico responsável, conforme aplicável, deve assegurar que os equipamentos a instalar estão certificados nos termos do artigo 96.º
4 - A entidade instaladora ou o técnico responsável, conforme aplicável, deve assegurar que a UPAC se encontra isenta de controlo prévio ou devidamente registada ou licenciada, nos termos do presente decreto-lei, consoante aplicável.
5 - A instalação pode ser efetuada previamente à realização de contrato de fornecimento definitivo de energia elétrica da IU.
6 - A entidade instaladora deve declarar na plataforma eletrónica prevista no artigo 15.º as UPAC instaladas, indicando a potência instalada, a tecnologia utilizada e a freguesia e concelho de localização. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 85.º
Instalação de unidade de produção para autoconsumo em partes comuns de edifício |
1 - O registo para instalação de UPAC em nome de condomínios, no âmbito da atividade de ACC, bem como o eventual recurso a financiamento pelo condomínio e respetivas condições, seguem o regime previsto nos artigos 1425.º e 1426.º do Código Civil, aprovado em anexo ao Decreto-Lei n.º 47344, de 25 de novembro de 1966, na sua redação atual.
2 - No caso de autoconsumidor, que seja proprietário, arrendatário ou detentor que, no âmbito da atividade em ACI, pretenda a instalação de UPAC em parte comum de edifício não afeta ao seu uso exclusivo, deve proceder a comunicação prévia à administração do condomínio com uma antecedência de pelo menos 60 dias sobre a data pretendida para a instalação e ao proprietário quando aplicável.
3 - A comunicação prévia referida no número anterior contém todas as informações necessárias ao conhecimento do projeto.
4 - A administração do condomínio ou o proprietário, quando aplicável, podem opor-se à instalação de UPAC em parte comum do edifício, no prazo de 20 dias a contar da receção da comunicação prévia:
a) Quando a instalação da UPAC prejudique a linha arquitetónica do edifício;
b) Quando o dimensionamento da UPAC restrinja de forma desproporcional os direitos de outros condóminos;
c) Quando a dimensão ou localização da UPAC impeça ou dificulte significativamente o acesso a outros equipamentos;
d) Quando a instalação da UPAC coloque em risco a segurança de pessoas e bens.
5 - Da oposição da administração do condomínio cabe recurso para a assembleia de condomínio, a convocar no menor prazo possível, nunca superior a 30 dias após solicitação da sua realização.
6 - Na omissão de resposta da administração do condomínio, ou do proprietário quando aplicável, a comunicação prévia é título bastante para a ocupação da parte comum do edifício.
7 - O desmantelamento de UPAC instalada em parte comum do edifício é precedida de comunicação prévia à administração do condomínio e ao proprietário quando aplicável, com uma antecedência de pelo menos 60 dias sobre a data pretendida para o desmantelamento.
8 - O desmantelamento de UPAC assegura a reposição da parte comum do edifício em que se encontrava instalado às suas condições originais.
9 - O disposto no presente artigo é aplicável, com as necessárias adaptações, à ocupação, por dois ou mais consumidores, de parte comum de edifício não afeta ao seu uso exclusivo, com vista à instalação de UPAC para ACC. |
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Artigo 86.º
Autoconsumo coletivo |
1 - Os autoconsumidores que participem num ACC têm um regulamento interno que é carregado na plataforma eletrónica prevista no artigo 15.º, no prazo máximo de três meses após a entrada em funcionamento da UPAC, e que define, pelo menos, os requisitos de acesso de novos membros e saída de participantes existentes, as maiorias deliberativas exigíveis, o modo de partilha da energia elétrica produzida para autoconsumo e o pagamento das tarifas devidas, bem como o destino dos excedentes do autoconsumo, a política de relacionamento comercial a adotar e, se for caso disso, a aplicação da respetiva receita.
2 - Os autoconsumidores que participem em ACC devem designar a EGAC, à qual compete a prática dos atos de gestão operacional da atividade corrente, incluindo a gestão da rede interna, quando exista, a articulação com a plataforma eletrónica prevista no artigo 15.º, a ligação com a RESP e articulação com os respetivos operadores, nomeadamente em matéria de partilha da produção e respetivos coeficientes, quando aplicável, o relacionamento comercial a adotar para os excedentes, bem como outros que lhe sejam cometidos pelos autoconsumidores.
3 - As relações entre os autoconsumidores e a EGAC são objeto de regulamentação da ERSE.
4 - Nos casos de constituição de CER ou CCE, as funções da EGAC são, respetivamente, desempenhadas pelas comunidades ou por outra entidade em quem aqueles deleguem essas funções.
5 - Os autoconsumidores que participem num ACC, CER ou CCE respondem conjuntamente pelo cumprimento dos deveres e obrigações estabelecidos no presente decreto-lei e demais regulamentação aplicável.
6 - Os autoconsumidores são financeiramente responsáveis pelos desvios à programação que provocarem no SEN, sendo responsáveis pela liquidação desses desvios, podendo delegar a sua responsabilidade de balanço, nos termos do artigo 5.º do Regulamento (UE) 2019/943, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, e da regulamentação da ERSE.
7 - A EGAC, ou um terceiro, pode deter ou gerir uma instalação de armazenamento ou de produção de energia renovável de capacidade até 6 MW afeta, total ou parcialmente, ao ACC sem ser considerado um autoconsumidor, exceto se for um dos autoconsumidores a participar na partilha de energia.
8 - A EGAC está sujeita, com as necessárias adaptações, às obrigações previstas no artigo 136.º quando a energia renovável seja partilhada entre agregados familiares com uma capacidade instalada superior a 30 kW, para habitações unifamiliares, e superior a 100 kW, para blocos de apartamentos. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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Consultar versões anteriores deste artigo:
-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 86.º-A
Princípios orientadores do autoconsumo coletivo |
1 - O ACC rege-se pelos princípios enunciados no presente artigo, os quais orientam a interpretação e a aplicação da regulamentação aplicável. 2 - O ACC assenta nos seguintes princípios:
a) Participação voluntária, nos termos do qual a adesão dos participantes é livre, baseada em consentimento informado e formalizada mediante acordo entre as partes, sem prejuízo dos direitos legalmente reconhecidos aos consumidores;
b) Proximidade, devendo a produção e o consumo de energia ocorrer em instalações geograficamente próximas, com vista à promoção da geração distribuída, da eficiência energética e da redução de perdas na rede;
c) Equidade, devendo o acesso aos respetivos benefícios e a repartição de energia, encargos e responsabilidades assentar em critérios objetivos, proporcionais, transparentes e previamente acordados entre os participantes;
d) Transparência, devendo as regras de funcionamento, designadamente as relativas à repartição de energia, à compensação de excedentes, aos encargos aplicáveis e às responsabilidades das partes, ser claras, acessíveis, documentadas e comunicadas aos participantes;
e) Representatividade, devendo os participantes designar uma entidade gestora para os representar perante terceiros, a qual atua com diligência, imparcialidade e no interesse comum dos participantes, nos termos do presente decreto-lei;
f) Interoperabilidade, devendo os sistemas de medição, comunicação e gestão assegurar a compatibilidade com os requisitos técnicos das redes elétricas e permitir a interação com diferentes comercializadores e prestadores de serviços energéticos, em condições de neutralidade e de não discriminação;
g) Sustentabilidade, promovendo a utilização de fontes de energia renovável, a eficiência no uso das infraestruturas existentes, a redução de perdas na rede e a contribuição para a descarbonização do sistema energético;
h) Proteção dos consumidores, devendo ser assegurados, em especial, o acesso à informação relevante, a proteção de dados pessoais, a liberdade de escolha de comercializador e a existência de mecanismos eficazes de resolução de conflitos;
i) Adaptabilidade, devendo permitir a evolução dos respetivos modelos de organização e funcionamento, nomeadamente através da integração de armazenamento, mobilidade elétrica, gestão ativa da procura e comunidades de energia.
3 - Na aplicação do presente decreto-lei e da respetiva regulamentação, os princípios previstos no número anterior devem ser ponderados de forma sistemática, privilegiando soluções proporcionais, tecnicamente eficientes e baseadas em mecanismos de controlo posterior, sem prejuízo da segurança do SEN.
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Artigo 87.º
Partilha de energia |
1 - A EGAC, nos casos em que a UPAC está ligada à RESP, diretamente ou através de uma rede interna, deve comunicar ao operador de rede, através da plataforma eletrónica prevista no artigo 15.º, qual o modo de partilha pretendido para a repartição da produção da UPAC pelos autoconsumidores participantes no ACC e suas alterações, considerando-se que, na falta dessa comunicação, o operador de rede procede à repartição por rateio a cada IU com base no consumo medido, no período temporal definido na regulamentação da ERSE.
2 - Os modos de partilha referidos no número anterior, podem ser baseados:
a) Em coeficientes fixos diferenciados, entre outros, por dias úteis e feriados ou fins de semana que podem ou não tomar em conta as estações do ano;
b) Em coeficientes variáveis definidos com base em critérios, na hierarquização, no consumo medido em cada período no período temporal definido na regulamentação da ERSE;
c) Na combinação de qualquer uma das modalidades referidas nas alíneas anteriores, nos termos da regulamentação da ERSE.
3 - A partilha de energia pode, ainda, ser efetuada com base em sistemas específicos de gestão dinâmica, que possibilitem a monitorização, controlo e gestão dinâmica de energia, em tempo real, com vista à otimização dos fluxos energéticos.
4 - Para efeito da gestão dinâmica os sistemas a adotar devem:
a) Ter acesso aos dados necessários do operador de rede para o seu correto funcionamento e operacionalização, nomeadamente as leituras dos contadores;
b) Providenciar ao operador de rede, a energia partilhada com cada membro do autoconsumo, ou o respetivo coeficiente de partilha, para dedução ao consumo medido nos equipamentos de medição;
c) Assegurar a interoperabilidade com os sistemas do operador da rede, mediante disponibilização aos interessados dos requisitos necessários para o efeito.
5 - Sem prejuízo do disposto nos números anteriores, a partilha de energia efetuada com base em sistemas específicos de gestão dinâmica, bem como a implementação da sua interoperabilidade é objeto de regulamentação da ERSE, ouvida a DGEG.
6 - No ACC e, salvo no caso de novas adesões ou saídas, os modos de partilha da energia produzida são alterados nos termos da regulamentação da ERSE.
7 - Os sistemas do operador de rede devem permitir a medição do consumo a que se refere o n.º 1, cabendo à ERSE definir o modelo de partilha referido na alínea a) do n.º 2.
8 - Quando a comunicação do modelo de partilha tenha impactos na faturação de cada autoconsumidor, o operador de rede executa-a no período de faturação imediatamente subsequente ao da formação expressa ou tácita da sua aceitação.
9 - O operador de rede deve disponibilizar:
a) As informações necessárias à correta faturação dos diferentes intervenientes no autoconsumo, nos termos da regulamentação da ERSE;
b) A informação sobre a energia produzida e não consumida no período temporal definido na regulamentação da ERSE, indicando o excedente que seja injetado na rede por cada IU dos autoconsumidores;
c) Os requisitos e as especificações necessárias ao cumprimento do referido na alínea c) do n.º 4.
10 - As matérias da medição, leitura e disponibilização de dados, as compensações devidas pelos operadores de rede pelo incumprimento das informações e instruções mencionadas no número anterior, assim como as demais matérias reguladas no presente artigo são objeto de regulamentação pela ERSE.
11 - O fornecimento de energia reativa obedece às regras do Regulamento das Redes.
12 - Caso os clientes finais que pretendam participar na partilha de energia sejam de dimensão superior à das pequenas e médias empresas, a capacidade instalada da instalação de produção associada à partilha de energia deve ser, no máximo, de 6 MW.
13 - À partilha de energia é aplicável, quando estejam em causa litígios de consumo, o disposto no n.º 8 do artigo 185.º |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 88.º
Direitos e deveres do autoconsumidor |
1 - São direitos do autoconsumidor:
a) Instalar uma ou mais UPAC;
b) Estabelecer e operar linhas diretas quando não exista acesso à rede pública e estabelecer e operar redes internas, nos termos do presente decreto-lei;
c) Estabelecer, adquirir ou operar RDF, nos termos previstos no presente decreto-lei;
d) Consumir, na(s) IU associada(s) à ou às UPAC, a eletricidade produzida ou armazenada em instalações próprias;
e) Transacionar a energia excedente da produção para autoconsumo, através dos mercados de eletricidade, nomeadamente mercados organizados, contratos bilaterais ou de regimes de comercialização entre pares, diretamente ou através de terceiros;
f) Suportar tarifas e encargos proporcionais e não discriminatórios, designadamente, que não excedam os respetivos custos;
g) Operar instalações de armazenamento, associadas à UPAC ou à IU ou autónomo, sem que estes sejam sujeitos a qualquer duplicação de encargos, incluindo encargos de acesso à rede para a eletricidade armazenada que se circunscreve às suas instalações;
h) Solicitar a emissão de garantias de origem relativas à eletricidade excedente produzida por UPAC e injetada na rede;
i) Manter os seus direitos e obrigações enquanto consumidor de eletricidade e de autoconsumidor;
j) Aceder à informação disponibilizada na área da plataforma eletrónica prevista no artigo 15.º reservada ao autoconsumidor para controlo do seu perfil de produção e consumo de energia e poder autorizar o acesso à mesma por terceiros;
k) Cessar a atividade de autoconsumo.
2 - São deveres do autoconsumidor:
a) Obter título de controlo prévio nos termos definidos no presente decreto-lei;
b) Suportar o custo das alterações da ligação da IU à RESP, nos termos da regulamentação aplicável;
c) Suportar, quando existam, os encargos de ligação à RESP de UPAC e dos sistemas específicos de gestão dinâmica, nos termos da regulamentação aplicável;
d) Suportar as tarifas em vigor sempre que haja utilização da RESP;
e) Dimensionar a UPAC de forma a garantir a maior aproximação possível da energia elétrica produzida à quantidade de energia elétrica consumida, minimizando o excedente;
f) Prestar à entidade legalmente incumbida da fiscalização da atividade de produção em autoconsumo todas as informações e dados técnicos, designadamente os dados relativos à eletricidade produzida por UPAC, que lhe sejam solicitados;
g) Permitir e facilitar o acesso às UPAC ao pessoal técnico das entidades referidas na alínea anterior, do agregador e do operador de rede, no âmbito e para o exercício das respetivas atribuições, competências, ou direitos consagrados contratualmente;
h) Assegurar que os equipamentos de produção instalados se encontram certificados;
i) Cessada a atividade de autoconsumo, adotar os procedimentos necessários para a remoção da UPAC, demais sistemas de gestão, equipamentos e instalações auxiliares, quando existam.
3 - A UPAC pode ser propriedade de terceiros ou gerida por terceiros, desde que os terceiros se encontrem, mediante acordo, sujeitos às instruções do autoconsumidor, sendo este último o responsável pelos processos associados ao setor elétrico, enquanto utilizador da rede.
4 - A propriedade ou a gestão da instalação nos termos do número anterior não implica a qualificação dos terceiros como autoconsumidores. |
Contém as alterações dos seguintes diplomas:
- DL n.º 130/2026, de 29/06
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-1ª versão: DL n.º 15/2022, de 14/01
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Artigo 88.º-A
Direitos e deveres do operador de rede |
1 - No âmbito do ACC, o operador de rede tem o dever de:
a) Assegurar a ligação técnica das unidades de produção em ACC à rede, nos termos da legislação aplicável;
b) Proceder à ativação do ACC após receção da documentação completa, incluindo o acordo de repartição e, se aplicável, o nome do gestor de autoconsumo;
c) Garantir a leitura dos contadores de consumo e de geração, bem como o cálculo da energia autoconsumida e excedentária individualizada;
d) Comunicar às EGAC os dados necessários à correta faturação e compensação dos consumidores;
e) Disponibilizar acesso aos dados de medição ao gestor de autoconsumo, mediante autorização dos consumidores;
f) Verificar os critérios de proximidade, geográfica e elétrica, bem como a proporção de potência entre a produção e consumo, quando aplicável.
2 - O operador da rede tem o direito de:
a) Solicitar esclarecimentos ou correções aos documentos submetidos;
b) Recusar a ativação do ACC em caso de incumprimento técnico ou documental.
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