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Quarta-feira, 5 de junho de 2019 II Série-B — Número 50

XIII LEGISLATURA 4.ª SESSÃO LEGISLATIVA (2018-2019)

S U M Á R I O

Comissão Parlamentar de Inquérito ao pagamento de rendas excessivas aos produtores de eletricidade:

— Relatório final da Comissão, incluindo em anexo o relatório da votação e declarações de voto.

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COMISSÃO PARLAMENTAR DE INQUÉRITO AO PAGAMENTO DE RENDAS EXCESSIVAS AOS

PRODUTORES DE ELETRICIDADE

Relatório final da Comissão, incluindo em anexo o relatório da votação e declarações de voto

Relatório final

Índice

Parte I

Introdução

Parte II

Capítulo 1 – Dos CAE aos CMEC

1. Contratos de Aquisição de Energia

1.1. Criação dos CAE

1.2. Extensão dos CAE às centrais da EDP

2. Contratos de Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC)

2.1. Introdução

2.2. Breve descrição dos acontecimentos

2.3. A manutenção do equilíbrio contratual foi uma escolha política tomada entre um conjunto de

opções

2.3.1. Posição da ERSE

2.3.2. Posição do Governo

a) Impossibilidade de negociação por blindagem dos CAE

b) Proteção da EDP como companhia portuguesa

c) Valorizar a EDP no quadro da sua privatização

d) Manter o quadro remuneratório existente no momento da privatização da EDP

2.3.3. Posição dos produtores

2.3.4. Notas finais

2.4. Da efetiva manutenção pelos CMEC do equilíbrio contratual dos CAE

2.4.1. Taxas de atualização diferentes

Conclusão

2.4.2. Testes de verificação da disponibilidade das centrais

Pode concluir-se que:

2.4.3. Aplicação do fator de correção das produções resultantes do modelo Valorágua

2.4.4. Licenças de CO2

2.4.5. O parecer do Conselho Consultivo da Procuradoria-Geral da República

2.5. Processo de aprovação dos CMEC na Comissão Europeia

Conclusões

Recomendações

Capítulo 2 – A prorrogação das centrais de Sines e do Pego para além do prazo do CAE

1. A prorrogação da central de Sines para além do prazo do CAE

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1.1 As definições do CAE

1.1.2 Do direito de superfície

1.1.3 Dos custos de desmantelamento das centrais

1.2 As definições do Decreto-Lei n.º 240/2004

1.3 Valorização económica da prorrogação de Sines

2. A prorrogação da central do Pego para além do prazo do CAE

Conclusões

Recomendações

Capítulo 3 – Remuneração dos terrenos da REN e extensão do prazo de concessão

1. Contexto e legislação associada

2. Custos imputados aos consumidores

3. Extensão do Contrato de Concessão da RNT à REN por 7 anos adicionais

Conclusões

Recomendações

Capítulo 4 – Remuneração da Produção em Regime Especial

1. Introdução

2. Taxas de rentabilidade na PRE

3. Eventuais ganhos dos produtores decorrentes de atrasos no licenciamento

Conclusões

Recomendações

Capítulo 5 – Dívida e diferimentos tarifários, mais-valias da sua titularização

Decreto-Lei n.º 187/95 – primeira legislação sobre diferimentos tarifários

Decreto-Lei n.º 172/2006 – preparação do Mibel, termina limitação a aumentos de tarifa

Decreto-Lei n.º 237-B/2006 – previstos os diferimentos dos sobrecustos com PRE, CMEC e CAE

Decreto-Lei n.º 165/2008 – o maior diferimento tarifário de sempre

Titularização com partilha de ganhos – a exceção que confirma a regra

Decreto-Lei n.º 78/2011 – O diferimento de custos como prática generalizada

Sob o Memorando, o debate do diferimento de custos

Decreto-Lei n.º 109/2011 – avança o diferimento de custos

Decreto-Lei n.º 256/2012 – surge o fator de sustentabilidade da EDP

Decreto-Lei n.º 32/2014

Evolução

Evolução anual da dívida tarifária e sua composição

Notas finais

Conclusões

Recomendações

Capítulo 6 – Garantia de potência

1. Contexto, legislação e regulamentação

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1.1. Na preparação do MIBEL, previsão da remuneração de potência segundo a disponibilidade

1.2. Início do pagamento pela garantia de potência

1.3. Os cortes nos incentivos da garantia de potência após o Memorando da troika

1.4. A eliminação dos pagamentos por disponibilidade

2. Custos para o SEN

Conclusões

Recomendações

Capítulo 7 – Remuneração do serviço de Interruptibilidade

1. Contexto e legislação associada

2. Custos imputados aos consumidores

3. Premência do mecanismo de interruptibilidade

3.1. Realização de testes

3.2 Balanço da existência do serviço

Conclusões

Recomendações

Capítulo 8 – Medidas sob a aplicação do Memorando de Entendimento com a troika

1. Do Memorando inicial à segunda revisão

1.1. O modelo de equilíbrio preparado por Henrique Gomes e as propostas da EDP

1.2 A queda da contribuição especial proposta por Henrique Gomes

1.3 A privatização face às medidas do Memorando

1.4 Do relatório sobre rendas no setor eletroprodutor à demissão de Henrique Gomes

2. Os três pacotes de medidas de equilíbrio do SEN

2.1 Primeiro pacote de medidas

2.2 Segundo pacote de medidas

2.2.1 A medida para a eliminação da distorção de mercado provocada pelas medidas fiscais

introduzidas em Espanha (Clawback)

2.2.1.1. Contexto e legislação associada

2.2.1.2. Repercussão tarifária dos custos com a CESE e a tarifa social: dupla tributação ou dupla

compensação?

2.2.1.2.1 A ilegalidade da repercussão da CESE e da tarifa social

2.2.2 Remuneração dos terrenos do domínio hídrico

2.2.3 Corte de remuneração dos serviços de sistema

2.2.4 Contribuição das centrais a carvão para o SEN

2.3 Terceiro pacote de medidas

3. Impacto efetivo das medidas

Impacto total dos três pacotes de medidas sobre a EDP

Conclusões

Recomendação

Capítulo 9 – Serviços de Sistema

1. Primeiros indícios de falha no mercado de serviços de sistema

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2. Intervenção de governo e estudo da Brattle Group

2.1. Sobrecusto identificado pelo relatório Brattle

2.2. Atuação da Autoridade da Concorrência

Conclusões

Recomendação

Capítulo 10 – O novo regime remuneratório da produção eólica aprovado em 2013

1. O contexto em que surge a medida

1.1. O Memorando de Entendimento com a troika e a limitação dos sobrecustos associados à

Produção em Regime Especial (PRE)

1.2. A proposta da EDP e a resposta do Governo

1.3. A queda da contribuição especial e a insistência da troika sobre redução de custos com a PRE

1.4 O impacto incremental do Decreto-Lei n.º 35/2013

1.4.1 O que existiria se o Decreto-Lei n.º 35/2013 não tivesse sido aprovado pelo governo?

1.4.2 Os pressupostos do acordo entre o Governo e a APREN

1.4.3 O que passou a existir com o Decreto-Lei n.º 35/2013?

1.4.4. A intervenção da ERSE

1.4.4.1 O parecer prévio da ERSE sobre o projeto de Decreto-Lei n.º 35/2013

1.4.4.2 O primeiro estudo da ERSE sobre o impacto do Decreto-Lei n.º 35/2013

1.4.4.3 Secretário de Estado pede parecer mais detalhado

1.4.5 Cálculos apresentados por Carlos Pimenta na CPIPREPE

1.4.6 Cálculos apresentados por Artur Trindade na CPIPREPE

1.4.7 Cálculo dos possíveis impactos incrementais do Decreto-Lei n.º 35/2013

Conclusões

Recomendações

Capítulo 11 – Sobreequipamento

1. Contexto e legislação associada

2. Custos para o SEN

Conclusão

Capítulo 12 – Dupla subsidiação a produtores em Regime Especial

Contexto e legislação associada

Conclusão

Recomendações

Capítulo 13 – O papel dos consultores da Boston Consulting Group na liberalização do mercado elétrico em

Portugal

Conclusões

Capítulo 14 – Manuel Pinho e o protocolo da EDP com a Universidade de Columbia

Conclusão relativa aos capítulos 14 e 15

Parte III – Conclusões finais

Recomendações

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Parte IV – Anexos

Relatório da votação

Declarações de voto escritas

Parte I

Introdução

A Comissão Parlamentar de Inquérito ao Pagamento de Rendas Excessivas aos Produtores de

Eletricidade, que tomou posse no dia 23 de maio de 2018, foi constituída pela Resolução da Assembleia da

República n.º 126/2018, de 17 de maio1, cujo conteúdo se transcreve:

«A Assembleia da República resolve, nos termos do n.º 5 do artigo 166.º e do n.º 4 do artigo 178.º da

Constituição e da alínea a) do n.º 1 do artigo 2.º da Lei n.º 5/93, de 1 de março (Regime Jurídico dos Inquéritos

Parlamentares), alterada pela Lei n.º 126/97, de 10 de dezembro, e alterada e republicada pela Lei n.º

15/2007, de 3 de abril:

1 — Constituir uma comissão parlamentar de inquérito ao pagamento de rendas e subsídios aos produtores

de eletricidade, sob a forma de Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC) ou outros.

2 — A Comissão Parlamentar de Inquérito deve funcionar pelo prazo de 120 dias e tem por objeto,

designadamente, determinar:

a) A dimensão dos pagamentos realizados e a realizar por efeito dos regimes em vigor no âmbito do

disposto no n.º 1;

b) O efeito sobre os custos do sistema elétrico produzido pelas alterações legislativas e atos

administrativos realizados no âmbito dos CMEC e dos Contratos de Aquisição de Energia (CAE) pelos

governos entre 2004 e 2018;

c) O efeito sobre os custos do sistema elétrico produzido por outras alterações legislativas,

designadamente na Produção em Regime Especial (PRE), na extensão do regime de tarifa subsidiada à

produção eólica, nas rendas das barragens ou na remuneração da garantia de potência;

d) As condições em que foram tomadas decisões governativas, designadamente em face de eventuais

estudos e pareceres de entidades reguladoras, Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) e

Autoridade da Concorrência (AdC), ou outros atos e documentos de outras entidades com atribuições neste

âmbito;

e) A existência de omissão ou falha comportamental de relevo no cumprimento das obrigações dos

serviços de energia e das entidades reguladoras, inclusive no tocante à atribuição legal da ERSE de proposta

de alterações legislativas;

f) A avaliação da execução da Contribuição Extraordinária sobre o Setor Energético, desde a sua criação

até à atualidade;

g) A existência de favorecimento por parte de governos relativamente à EDP, à REN e a outras empresas

do setor elétrico, no caso dos CMEC, dos CAE e de outros instrumentos;

h) A existência de atos de corrupção ou enriquecimento sem causa de responsáveis administrativos ou

titulares de cargos políticos com influência ou poder na definição das rendas no setor energético.»

1 Resultou da aprovação, por unanimidade, do Projeto de Resolução n.º 1560/XIII/3.ª (BE) em 11 de maio de 2019.

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A composição da Comissão2 era a seguinte:

Maria das Mercês Borges PSD Presidente

Carlos Pereira PS 1.º Vice-Presidente

Bruno Dias PCP 2.º Vice-Presidente e Coordenador GP PCP

António Topa PSD

Duarte Marques PSD

Fernando Virgílio Macedo PSD

Helga Correia PSD

Joel Sá PSD

Jorge Paulo Oliveira PSD Coordenador GP PSD

André Pinotes Batista PS

Fernando Anastácio PS

Hortense Martins PS

Hugo Costa PS

Luís Moreira Testa PS Coordenador GP PS

Jorge Costa BE Coordenador GP BE e Relator designado

Hélder Amaral CDS-PP Coordenador GP CDS-PP

José Luís Ferreira PEV Coordenador GP PEV

A composição da Comissão, na última reunião, realizada em 15 de maio de 2019, era a seguinte:

Emídio Guerreiro PSD Presidente

Bruno Dias PCP 2.º Vice-Presidente e Coordenador GP PCP

Luís Moreira Testa PS 1.º Vice-Presidente

António Topa PSD

Cristóvão Norte PSD

Duarte Marques PSD

Helga Correia PSD Vice-Coordenadora GP PSD

Joel Sá PSD

Jorge Paulo Oliveira PSD Coordenador GP PSD

Ana Passos PS

André Pinotes Batista PS

António Cardoso PS

Carla Tavares PS

Hugo Costa PS Coordenador GP PS

2 Total: 17 deputados (7 PSD; 6 PS, 1 BE; 1 CDS-PP; 1 PCP; 1 PEV).

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Jorge Costa BE Coordenador GP BE e Relator designado

Hélder Amaral CDS-PP Coordenador GP CDS-PP

José Luís Ferreira PEV Coordenador GP PEV

A Comissão realizou 61 reuniões, das quais 55 audições, pela seguinte ordem:

1 23-05-2018 Tomada de posse; Eleição da Mesa

2 05-06-2018 1. Apreciação e votação das propostas de audições a realizar e dos documentos a requerer no âmbito da CPI; 2. Apreciação e votação do Regulamento da Comissão; 3. Outros assuntos

3 14-06-2018 1. Apreciação e votação das propostas de audições a realizar e dos documentos a requerer no âmbito da CPI; 2. Outros Assuntos

4 27-06-2018 1. Designação relator; 2. Audição Eng.º Pedro de Sampaio Nunes

5 04-07-2018 1. Designação relator; 2. Audição Eng.º Luís Mira Amaral

6 11-07-2018 Audição Eng.º Jorge Vasconcelos (ex-Presidente da ERSE)

7 17-07-2018 Audição Professor Clemente Pedro Nunes (Prof. Catedrático do IST)

8 19-07-2018 Audição Sr. João Peças Lopes (Diretor INESC-TEC)

9 20-07-2018 Audição Eng.º Carlos Pimenta (Ex-secretário de estado e chairman da Novenergia)

10 24-07-2018 (10h00) Audição Professor Vítor Santos (Ex-Presidente da ERSE, de 2007 a 2017)

11 24-07-2018 (15h00) Audição Dr.ª Cristina Portugal (Presidente da ERSE desde 2017)

12 25-07-2018 (15h00) Audição Professor João Duque (prof. catedrático e presidente do ISEG)

13 11-09-2018 Audição Prof. Abel Mateus (Presidente AdC – 2003 a 2008)

14 11-09-2018 Audição Prof. Manuel Sebastião (Presidente da AdC – 2008-2013)

15 12-09-2018 Audição Eng.º Jorge Borrego (DGE até 2004) – Skype

16 13-09-2018 Audição Eng.º João Conceição (Assessor SE Franquelim, do M Manuel Pinho e atual Adm REN

17 14-09-2018 Audição Prof. Ricardo Ferreira (Assessor do M Economia Tavares e Barreto)

18 18-09-2018 (1) Audição Eng.º José Penedos (CEO da REN entre 2001-2009)

19 18-09-2018 (2) Audição Eng.º João Talone

20 19-09-2018 Audição Eng.º Pedro Rezende (Administrador da EDP entre 2003-2006)

21 20-09-2018 Audição Prof. Paulo Pinho (Adjunto ME Carlos Tavares 2002-2004; CA REN 2004-2007)

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22 25-09-2018 Audição Dr. Franquelim Alves (SE A Ministro Economia Carlos Tavares 2002-2204)

23 25-09-2018 Audição Dr. Carlos Tavares, Ministro da Economia

24 26-09-2018 Audição Dr. Orlando Borges (Presidente do INAG, entre 2000-2010)

25 03-10-2018 Audição Eng.º Vítor Baptista (CA da REN entre 2001 e 2009)

26 04-10-2018 Audição Prof. Manuel Lancastre (Secretário de Estado do Desenvolvimento Económico entre 2004-2005) – Skype

27 09-10-2018 (1) Audição Dr.ª Maria de Lurdes Baía (Coordenadora da Área de Previsões Energéticas da REN)

28 09-10-2018 (2) Audição Dr. Rui Cartaxo (ex-CEO REN; adjunto do ME Manuel Pinho)

29 10-10-2018 Audição Dr. Miguel Barreto (Diretor-Geral da Direção-Geral de Energia e Geologia, de 2004 a 2008)

30 16-10-2018 (1) Audição Prof. António Castro Guerra (SE Adjunto Indústria e Inovação, de 2005 a 2009)

31 16-10-2018 (2) Audição Prof. Francisco Nunes Correia (M Ambiente, Ordenamento do Território e Desenvolvimento Regional 2005-09)

32 11-12-2018 Audição Dr. Tiago Andrade Sousa (Assessor F. Alves e Chefe Gabinete do SEE)

33 12-12-2018 Audição Dr.ª Beatriz Milne (Tejo Energia)

34 13-12-2018 Audição Eng.º Aníbal Fernandes (ENEOP)

35 18-12-2018 Audição Dr. João Manso Neto (EDP)

36 20-12-2018 Audição Dr. Manuel Pinho (ex-Ministro Economia e Inovação de 2005 a 2009)

37 09-01-2019 Audição Dr. Carlos Zorrinho (Secretário de Estado da Energia e da Inovação, entre 2009 e 2011)

38 16-01-2019 Audição Dr. Eduardo Catroga (Presidente do CGS da EDP)

39 17-01-2019 Audição Dr. António Sá da Costa (Presidente da APREN – Associação Portuguesa de Energias Renováveis)

40 22-01-2019 Audição Dr. Vieira da Silva (ex-Ministro da Economia)

41 23-01-2019 Audição Eng.º Henrique Gomes (S Est. Energia e Inovação entre 2011 e 2012)

42 24-01-2019 Audição Eng.º Nuno Ribeiro da Silva (Presidente da Endesa, Portugal)

43 30-01-2019 Audição Dr. Artur Trindade (Secretário de Estado da Energia e da Inovação entre 2012 e 2015

44 06-02-2019 Audição Eng.º Pedro Cabral, Assessor do SE Energia e Diretor-Geral da DGEG

45 07-02-2019 Audição Dr. Álvaro Santos Pereira, ex-ministro da Economia

46 12-02-2019 Audição Sr. Rodrigo Costa (Presidente da REN-Redes Estratégicas Nacionais)

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47 13-02-2019 Audição Dr.ª Margarida Matos Rosa (Presidente da AdC)

48 14-02-2019 Audição Eng.º Mário Ferreira Guedes (ex-Diretor-Geral da DGEG)

49 15-02-2019 Audição Eng.º Carlos Moedas (Secretário de Estado Adjunto do PM do XIX Governo) – Skype

50 15-02-2019 Audição Eng.º Jorge Moreira da Silva (M Ambiente, Ordenamento do Território e Energia XIX G

51 21-02-2019 Audição Dr. António Ferreira Gomes (presidente AdC entre 2013 e 2016)

52 26-02-2019 Audição Dr. António Mexia (Presidente do CA EDP)

53 27-02-2019 Audição Dr. Luís Amado Presidente do CGS EDP)

54 06-03-2019 Audição Dr. Jorge Seguro Sanches

55 07-03-2019 Audição Dr. Manuel Caldeira Cabral

56 13-03-2019 Audição Dr. João Galamba

57 19-03-2019 Audição Dr. Matos Fernandes

58 27-03-2019 Audição Dr. António Ferreira Gomes (presidente AdC entre 2013 e 2016) – Skype

59 10-04-2019 Apresentação e apreciação do relatório

60 16-04-2019 Agendamentos

61 15-05-2019 Votação do relatório

O número total de horas de gravação das audições foi de 211 horas e 56 minutos; a audição mais longa foi

a do Dr. António Mexia (6h 43m); a audição mais curta foi a da Dra. Beatriz Milne (2h 03m). O número de

pastas de documentos é de 1679; o número de ficheiros de documentos é de 13 642 e o tamanho dos

ficheiros é de 42,9 GB.

Foram ainda realizadas 19 reuniões de Mesa e Coordenadores.

Parte II

Capítulo 1

Dos CAE aos CMEC

1. Contratos de Aquisição de Energia

1.1 Criação dos CAE

Tal como é explicado no preâmbulo do Decreto-Lei n.º 182/95, na sequência da abertura do setor elétrico à

iniciativa privada em 1988, o Decreto-Lei n.º 99/91 veio definir princípios gerais aplicáveis ao exercício das

atividades de produção, transporte e distribuição de energia elétrica. Paralelamente, a desintegração vertical

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da EDP, enunciada nos Decretos-Leis n.os 7/91 e 131/94, deu origem a empresas vocacionadas a cada uma

daquelas atividades.

A outorga dos primeiros CAE ocorreu em 1992 e 1993, às centrais térmicas da Turbogás, a gás natural, e

da Tejo Energia, a carvão, já então em construção. Estava então em exercício do XII Governo, de Aníbal

Cavaco Silva, sendo ministro da tutela Mira Amaral.

Em 1995, com vista a «garantir a transparência no relacionamento dos diferentes intervenientes no sector e

permitir o equilíbrio entre as diversas formas de organização que o sector admite», foi revisto o Decreto-Lei n.º

99/91.

Em 1987 a EDP era uma empresa totalmente pública, verticalmente integrada e numa situação altamente

debilitada, fruto de dois passivos distintos e importantes. O primeiro proveniente da dívida dos Municípios e o

segundo proveniente da dificuldade de financiamento internacional da República Portuguesa, que utilizava por

isso a EDP para «ir buscar dólares ao mercado internacional em nome da República Portuguesa num período

dramático de crise de divisas para Portugal. (…) Isso gerou um passivo cambial tremendo» (depoimento de

Mira Amaral).

Havia, nessa altura, a necessidade de investir fortemente na rede de distribuição e no aumento da

capacidade de produção. Para tanto, considerada a fragilidade financeira da EDP, optou-se por captar

investimento privado estrangeiro para esses investimentos, de onde surgiram, então, os primeiros Contratos

de Aquisição de Energia (CAE), o da Central do Pego, a carvão, em 1993 e o da Tapada do Outeiro, em gás

natural, em 1994.

A taxa de remuneração resultante destes contratos foi de, aproximadamente, 10% do investimento

efetuado.

Em 1995, com o intuito de enquadrar as alterações que vinham sendo efetuadas no setor,

designadamente, a sua abertura a operadores privados, são publicados os Decretos-Lei n.os 182 a 188/95, que

configuraram as bases do sistema elétrico português, pelos dez anos que se seguiram.

Para a nossa análise, releva especialmente a criação do sistema vinculado de produção de energia, no

qual eram celebrados contratos bilaterais entre a Rede Nacional de Transporte (REN) e os produtores de

energia. Os contratos que regiam essa relação eram os CAE. Esta legislação pressupunha que os contratos

de vinculação ao SEN deveriam ser contratos exclusivos e de médio-longo prazo, sendo todavia omissa sobre

quaisquer outras condições ou vicissitudes contratuais.

A legislação de 1995 veio assim, na sequência de legislação anterior que previa o mecanismo CAE no

SEN, estender estes contratos às centrais pertencentes à EDP, então totalmente pública. A taxa de

remuneração aplicável à extensão dos CAE às centrais da EDP foi de 8,5%. A taxa anteriormente aplicada aos

CAE da Tejo Energia e da Turbogás cifrava-se em 10%.

1.2 Extensão dos CAE às centrais da EDP

O Decreto-Lei n.º 185/95 previa a contratualização da aquisição da totalidade da produção elétrica das

centrais vinculadas ao Sistema Elétrico Público (SEP) atribuição de CAE às centrais da CPPE (hoje EDP

Produção), o que veio a concretizar-se em 1996, impondo a produção daquelas centrais em exclusivo para o

SEP (artigo 17.º), mediante contratos de vinculação baseados num «sistema misto baseado em preços de

natureza essencialmente fixa e em preços variáveis, reflectindo, respectivamente, encargos de potência e

encargos variáveis de produção de energia» (artigo 15.º). No início do século, os CAE enquadravam mais de

98% da produção da EDP.

«Com a liberalização do sistema elétrico, havia que pôr as centrais da EDP em igualdade com essas

centrais privadas e por isso estendemos os CAE às centrais da EDP».

Mira Amaral, Ministro da Indústria em 1995 (Expresso, 3 de março 2007)

Em 1996, já sob o governo António Guterres, o grupo EDP celebrou contratos de aquisição de energia

entre duas empresas do grupo – a EDP Produção, vendedora, e a REN, compradora. Esses contratos

abrangeram centrais construídas entre 1951 e 1994, nomeadamente 26 centrais hidroelétricas, uma central a

carvão, quatro centrais a fuel-óleo e duas centrais a gasóleo, correspondentes a 7330 MW de capacidade

instalada.

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Os CAE da EDP enquadraram assim a remuneração contratualizada das centrais, imunizando-as a

quebras de preço, quebras de produção, subidas dos custos com combustíveis ou regimes hidrológicos menos

favoráveis e prevenindo o impacto da liberalização do mercado interno da eletricidade.

O nível de remuneração garantido por estes contratos de baixo risco (8,5% reais + inflação) é qualificável

como em excesso do custo de capital da produção no grupo EDP (7,55% nominais na introdução dos CMEC).

Nas decisões tarifárias da ERSE, a atividade de produção com CAE era qualificada como a de menor risco no

grupo.

A legislação de 1995 previa a celebração de contratos de aquisição de energia (CAE) entre o então

Sistema Elétrico Público e a EDP (então CPPE). Em 1996, o desenho desses contratos define taxas de

remuneração de 8,5% para as centrais EDP (estatais e já construídas) e de 8,5% para as centrais de novo

investimento (privado e externo) nas centrais térmicas do Pego e da Tapada do Outeiro. A opção política de

contratualizar os CAE com a EDP por 20 anos teve em vista responder às primeiras diretivas europeias de

liberalização dos mercados de eletricidade, pagar os passivos das dívidas dos municípios e do financiamento

da República, o robustecimento financeiro da empresa e a oferta de garantias de rentabilidade futura que

dinamizassem o processo da sua privatização. Cerca de 70% do capital da EDP viria a ser privatizado nos

cinco anos que se seguiram.

«[Em 1996] foi criada a maior renda alguma vez criada em Portugal. Foi quando os PPA [CAE, em

português], que tinham sido criados para o investimento da Tejo Energia e da Turbogás, foram extensíveis às

centrais da EDP. (…) Provavelmente, a extensão dos CAE às centrais da EDP teve a ver com tornar uma

empresa que estava muito descapitalizada numa empresa com um balanço mais são para poder ser

privatizada».

(João Talone, presidente da EDP 2003-2006)

«Os CAE foram celebrados tomando como referência os concursos internacionais para as Centrais do

Pego e da Tapada do Outeiro, dado que o governo da época quis iniciar o processo de venda das acções da

EDP, definindo preços contratualizados, os quais tomaram como referência os preços dos concursos

internacionais realizados anteriormente nas referidas centrais».

(Eduardo Catroga, ministro das finanças em 1995, presidente do CGS da EDP em carta a Caldeira Cabral

e Mário Centeno, 17 de março 2016)

«(…)Portanto, Senhor Deputado, estes são os dois argumentos que vejo (…) o primeiro é por uma questão

de igualdade relativamente às centrais privadas que já existiam; e o segundo, para mim, e porque sei como é

que os Governos funcionam, é que normalmente os Governos gostam de embelezar a noiva para privatizar –

os Ministros das Finanças mandam nisto e, portanto, é preciso sacar mais receita. E quanto mais a noiva

estiver embelezada, nesse caso a empresa a privatizar, mais obtemos de receitas das privatizações.»

(Mira Amaral, ministro da Energia e da Indústria de 1987 a 1985)

«Não tenho dúvida nenhuma de que o objetivo foi tentar — como se costuma dizer, em linguagem mais

banal — «engordar o porco» para depois o vender, só que não se pode fazer isso à custa da competitividade

do País e dos consumidores. O que aconteceu foi que, quando foi feita essa legislação, em 1995, não estava

em vigor a Diretiva 96/92/CE. Por isso, essa era uma prática corrente que foi, aliás, seguida noutros países.

O Sr. Emídio Guerreiro (PSD): — Foi uma desorçamentação?

O Sr. Eng.º Pedro de Sampaio Nunes: — Exatamente! Isso foi feito, foi preparado, no sentido de melhorar e

tornar o mais atrativa possível a EDP para a irmos privatizando por fatias com estes ativos.»

(Pedro Sampaio Nunes)

Na CPIPREPE, Pedro de Sampaio Nunes sublinhou a colisão destes contratos com os dois primeiros

pontos do artigo 101.º do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (este tema é aprofundado no

ponto 2.5 deste capítulo):

«1. São incompatíveis com o mercado interno e proibidos todos os acordos entre empresas, todas as

decisões de associações de empresas e todas as práticas concertadas que sejam susceptíveis de afetar o

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comércio entre os Estados-Membros e que tenham por objetivo ou efeito impedir, restringir ou falsear a

concorrência no mercado interno, designadamente as que consistam em:

a) Fixar, de forma direta ou indireta, os preços de compra ou de venda, ou quaisquer outras condições de

transação;

b) Limitar ou controlar a produção, a distribuição, o desenvolvimento técnico ou os investimentos;

c) Repartir os mercados ou as fontes de abastecimento;

d) Aplicar, relativamente a parceiros comerciais, condições desiguais no caso de prestações equivalentes

colocando-os, por esse facto, em desvantagem na concorrência;

e) Subordinar a celebração de contratos à aceitação, por parte dos outros contraentes, de prestações

suplementares que, pela sua natureza ou de acordo com os usos comerciais, não têm ligação com o objeto

desses contratos.

2. São nulos os acordos ou decisões proibidos pelo presente artigo».

«Agora, se, por acaso, der razão a esta visão — o que me parece óbvio —, nessa altura, haverá uma

questão que tem de ser decidida: a dívida passa para as empresas, que, ao comprarem, tinham de fazer uma

due diligence e eram obrigadas a conhecer o direito aplicável e, por isso, compraram ativos a risco; ou a dívida

é do Estado, que vendeu «gato por lebre»? Neste último caso, a dívida passará para os contribuintes. De

qualquer forma, melhora muito a situação na energia: é que deixam de ser as famílias e as pequenas e médias

empresas e passam a ser os contribuintes a ter de pagar esse diferencial.»

(Pedro Sampaio Nunes)

A liberalização do mercado de eletricidade e a abertura à concorrência foi apresentada como uma

oportunidade para a redução de custos para os consumidores, assente na separação vertical das empresas do

setor e na cessação de contratos vinculados e com remunerações garantidas.

A legislação de 2003 e 2004 que veio a enquadrar a cessação dos CAE foi produzida com o objetivo

expresso de manter o equilíbrio contratual dos CAE, protegendo a própria lógica de uma privatização assente

no valor económico de preços contratualizados

2. Contratos de Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC)

2.1 Introdução

A perspetiva de entrada em vigor do MIBEL, imposto por várias diretivas europeias (sendo a de

2003/54/CE a mais recente à data), obrigou à transição do sistema eletroprodutor português para um regime

de mercado liberalizado. Porém, a quase totalidade das centrais elétricas do país encontrava-se abrangida por

Contratos de Aquisição de Energia (CAE), celebrados entre a REN e os produtores de eletricidade, que teriam

de ser cessados para dar lugar ao mercado.

Na preparação do processo legislativo para a transição para o mercado liberalizado, um dos pontos em

discussão entre o governo e os vários intervenientes no setor foi precisamente a forma de cessação desses

CAE. A ERSE argumentou juridicamente a favor de uma negociação aberta pelo Estado junto dos produtores

com vista a estabelecer, com o mecanismo de transição, novas condições económicas e financeiras. Do lado

dos produtores, havia uma firme oposição à redução dos níveis de rentabilidade garantidos nos CAE.

O Decreto-Lei n.º 185/2003, aprovado pelo governo PSD/CDS liderado por Durão Barroso, estabelece as

regras gerais para a criação do MIBEL e define a necessidade de cessação dos CAE e da criação de medidas

compensatórias no processo de transição para o mercado. Estas medidas dariam forma a «um mecanismo

destinado a manter o equilíbrio contratual subjacente, designado por custos para a manutenção do equilíbrio

contratual» (artigo 13.º). O mesmo ponto remete para diploma específico o desenho deste mecanismo, as

formas de pagamento e de repercussão nas tarifas.

É neste contexto que o Decreto-Lei n.º 240/2004 vem definir as condições da cessação dos CAE e as

medidas compensatórias no processo de transição para o mercado. A preparação deste diploma, a sua

redação final e a legislação subsequente, são elementos fundamentais para clarificar os impactos destas

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medidas nas tarifas pagas pelos consumidores. Nos trabalhos da CPIPREPE, foram abordados três grandes

tópicos quanto ao período de preparação do Decreto-Lei n.º 240/2004:

● O primeiro é sobre a necessidade de manutenção do equilíbrio contratual dos CAE na passagem para o

mercado liberalizado. Perante a necessidade de alteração à legislação nacional por força da legislação

europeia de 1996 e 2003, e sendo à data o Estado Português detentor da REN e acionista de controlo

da EDP, importa apurar se o governo teria margem legal e política para, nesta transição, negociar

condições mais vantajosas para os consumidores;

● O segundo ponto é sobre a efetiva manutenção do equilíbrio contratual dos CAE no Decreto-Lei n.º

240/2004 e na legislação subsequente. Tomando o anunciado objetivo de neutralidade económico-

financeira do Decreto-Lei n.º 240/2004, importa aferir a manutenção de condições equivalentes na

transição dos CAE para os CMEC. Assim, sempre que não sejam mantidas condições equivalentes,

importa quantificar disparidades, identificar responsáveis e medidas para a sua correção;

● O terceiro ponto diz respeito ao enquadramento da manutenção do equilíbrio contratual no quadro

legislativo europeu em matéria de concorrência. Neste ponto, foram levantadas dúvidas na CPIPREPE

sobre o processo de aprovação pela Comissão Europeia (CE) dos mecanismos de ajuda de Estado

associados ao Decreto-Lei n.º 240/2004. Foram interpelados os representantes dos governos da época

e analisada a troca de correspondência entre o governo e as autoridades europeias. Importa, portanto,

averiguar a qualidade deste processo e das decisões europeias.

Estes três pontos serão discutidos separadamente nas seções 2.3, 2.4 e 2.5 respetivamente. Para um

melhor enquadramento, o presente capítulo inicia-se com uma breve descrição dos acontecimentos

respeitantes ao período preparatório do Decreto-Lei n.º 240/2004, na qual é exposto o encadeamento dos

factos relevantes e da produção de informação disponível no momento da decisão política. A secção 2.6

apresenta as principais conclusões e recomendações da CPIPREPE sobre os assuntos discutidos neste

capítulo.

Por fim, importa referir que a aprovação do Decreto-Lei n.º 240/2004 implicava decisões e legislação

subsequentes, em particular para o período posterior aos CAE, fosse quanto à concessão do domínio público

hídrico fosse quanto aos termos legais e económicos da continuidade da exploração da central termoelétrica

de Sines. Por terem sido objeto de particular atenção da CPIPREPE, estes temas serão analisados em

capítulos próprios deste relatório.

2.2 Breve descrição dos acontecimentos

A preparação da legislação relativa aos CMEC é um processo que decorre ao longo dos anos 2003 e 2004

e que culmina na publicação do Decreto-Lei n.º 240/2004, em Dezembro, e na homologação dos contratos de

cessação dos CAE da EDP, já no início de 2005. Durante os primeiros meses de 2004, os gabinetes do

ministro Carlos Tavares e do secretário de Estado Franquelim Alves têm várias reuniões em paralelo com

ERSE, AdC e REN bem como com os representantes dos produtores (EDP, Turbogás e Tejo Energia). A

DGEG participa também neste processo desde cedo, pelo menos de forma passiva, como comprova a troca

de correspondência entre o Governo e a REN sobre o projeto do decreto-lei. Mais tarde, é a própria DGEG

que notifica os serviços da Direção-Geral da Concorrência da Comissão sobre a preparação da legislação dos

CMEC.

Após mais duas cartas de esclarecimento aos serviços da CE, várias reuniões entre o Governo português e

Bruxelas, a Comissão aprova o mecanismo de Auxílio Estatal, não levantando quaisquer objeções ao Decreto-

Lei n.º 240/2004.

Durante o verão de 2004, o Governo do Primeiro-Ministro Durão Barroso é substituído pelo de Santana

Lopes. É já o novo Secretário de Estado, Manuel Lancastre, a receber os pareceres da DECO e do Instituto do

Consumidor, que se queixam dos prazos de resposta que lhes foram dados e da falta de meios técnicos que

dispõem para elaborar um parecer sobre uma legislação de natureza tão complexa. Ao mesmo tempo,

chegam também os comentários da EDP, Turbogás e Tejo Energia.

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2.3 A manutenção do equilíbrio contratual foi uma escolha política tomada entre um conjunto de

opções

Esta secção é dedicada à primeira decisão política do governo sobre o processo de cessação dos CAE na

transição para o MIBEL. O governo português assumiu a vontade de manter o equilíbrio contratual e ressarcir

integralmente os produtores pela cessação antecipada dos CAE. Esta vontade é anterior à preparação do

Decreto-Lei n.º 240/2004. Já faz parte do Decreto-Lei n.º 185/2003, que estabelece as regras gerais para a

criação do MIBEL. No artigo 13.º deste diploma são definidos os objetivos e as justificações para a introdução

dos Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC):

«A cessação dos contratos vinculados a que se refere o número anterior implica a adopção de medidas

indemnizatórias, tendo em vista o ressarcimento dos direitos dos produtores através de um mecanismo

destinado a manter o equilíbrio contratual subjacente, designado por custos para a manutenção do equilíbrio

contratual (CMEC).

Os CMEC deverão garantir a compensação dos investimentos realizados e a cobertura dos compromissos

nos CAE que não sejam garantidos pelas receitas expectáveis em regime de mercado.»

Nos seus trabalhos, a CPIPREPE procurou identificar as razões que levaram o governo português a adotar

o modelo do equilíbrio contratual como base para a transição dos CAE para o mercado, em detrimento de

outras alternativas que pudessem ter menor impacto nas condições de mercado e na fatura dos consumidores

de eletricidade. Nesta secção, apresentam-se as alternativas propostas pela ERSE e pela AdC nos diferentes

pareceres que entregaram ao governo em 2004 e analisam-se ainda as posições do governo bem como dos

produtores de eletricidade de então.

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2.3.1 Posição da ERSE

Em fevereiro de 2004, a ERSE envia ao Governo um documento com comentários preliminares à versão de

trabalho do Decreto-Lei n.º 240/2004 e, em maio de 2004, remete o parecer oficial sobre o mesmo diploma.

Nestes dois momentos, admitindo a pertinência da existência de um regime compensatório pelo fim dos CAE,

o regulador opina sobre os aspetos jurídicos relacionados com a cessação dos CAE e entrada em vigor dos

CMEC.

Segundo a ERSE, a cessação dos CAE é imposta pela aprovação de uma diretiva europeia, evento alheio

à vontade do Estado português. Ora, segundo a ERSE, esse facto altera as circunstâncias indemnizatórias

previstas nos CAE e abre espaço ao governo para negociar outra solução com os produtores.

«Por força desta Directiva, os contratos de aquisição de energia celebrados ao abrigo do Decreto-Lei n.º

183/95 deixam de poder vigorar na ordem jurídica interna, determinando a sua caducidade.

Esta circunstância altera profundamente os termos e as disposições aplicáveis ao regime indemnizatório

previsto quer no citado diploma quer no respectivo contrato.

Esta alteração decorre desta Directiva Comunitária, impondo-se quer à vontade do Estado Português quer

à vontade das partes contratantes.

Com efeito, o direito comunitário, nos termos da Constituição da República Portuguesa, tem primazia sobre

o direito nacional. Daqui resulta que o equilíbrio contratual há-de decorrer, não nos termos expressos

contratuais, mas das novas circunstâncias, segundo juízos de equidade. Quer isto dizer que as modificações

ao contrato para salvaguarda do seu equilíbrio têm pleno enquadramento nos princípios estabelecidos no

artigo 437.º do Código Civil (C. C.) que dispõe sobre a resolução ou modificação do contrato por alterações

das circunstâncias em que as partes fundaram a decisão de contratar».

(comentários preliminares ERSE).

No seu parecer de Maio de 2004, a ERSE completa:

«A extinção dos CAE por imperativos da obrigatoriedade do cumprimento da Directiva 2003/54/CE altera

profundamente, em termos estritamente jurídicos, as condições aplicáveis ao regime indemnizatório previsto

no Decreto-Lei n.º 183/95 e nos respectivos contratos de vinculação. É que esta extinção impõe-se

objectivamente quer à vontade do Estado Português quer à vontade das partes contratantes.

Na verdade, o direito comunitário tem primazia sobre o direito nacional, sendo certo que o Estado

Português está sujeito ao cumprimento obrigatório da transposição para o direito nacional das Directivas

Comunitárias. Esta realidade altera significativamente as circunstâncias legais e factuais em que as partes

fundaram a celebração do contrato. Ora, a modificação das circunstâncias em que as partes celebraram os

CAE tem previsão na disciplina do artigo 437.º do Código Civil. Ou seja: a extinção dos CAE por força da

transposição da Directiva 2003/54/CE, ou pela sua invocação, altera as circunstâncias indemnizatórias

previstas no Decreto-Lei n.º 183/95».

(Parecer da ERSE ao projeto de Decreto-Lei n.º 240/2004)

Com base nestes argumentos jurídicos, a ERSE preconiza a abertura de negociações com os produtores,

por parte do governo, com vista a obter melhores condições para os consumidores no mecanismo de transição

para mercado, uma vez que a cessação dos CAE resulta de imposição europeia e não da vontade do Estado

Português.

Durante a audição na CPIPREPE, Jorge Vasconcelos dá o exemplo do que se passou em Espanha na

transição de um quadro legal estável (que garantia aos produtores uma remuneração através de valores

publicados anualmente pelo governo espanhol) para o quadro do MIBEL:

«O que o governo espanhol fez foi chamar os produtores, sentá-los à mesa da negociação e dizer: minhas

senhoras e meus senhores, vamos liberalizar o setor espanhol, não podemos continuar a dar estas garantias,

vamos negociar uma solução de transição em que não vamos, pura e simplesmente, eliminar toda e qualquer

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forma de garantia, vamos, sim, dar aos produtores uma garantia transitória — o mecanismo que foi

implementado em Espanha chamava-se, de facto, custos de transição para a concorrência (CTC), que são os

nossos CMEC, no fundo — e vamos, já aqui à cabeça, negociar um desconto e esse desconto foi de 30%.»

(Jorge Vasconcelos, presidente da ERSE 1997-2007)

Assim, a posição oficial da ERSE, presente nos vários pareceres da entidade reguladora sobre o Decreto-

Lei n.º 240/2004, era a de que haveria margem legal para uma negociação com os produtores no sentido de

obter condições mais favoráveis para os consumidores e para o próprio funcionamento do mercado.

2.3.2 Posição do Governo

A seguir-se a letra dos CAE, os produtores teriam de ser indemnizados não apenas pelo valor residual das

centrais mas também pelo valor dos lucros cessantes. Ora, esta indemnização assumiria um valor elevado.

Desde cedo, a posição do ministro Carlos Tavares foi a de cessar os CAE e adotar um novo quadro

regulatório que oferecesse aos produtores condições equivalentes aos anteriores contratos, mas optando por

desenhar um mecanismo que evitava o pagamento dos compensações previstas à cabeça, e recuperava aos

produtores, através das receitas auferidas no mercado de eletricidade, pelo menos parte da compensação que

lhes era devida. O remanescente da compensação para assegurar a manutenção do equilíbrio contratual seria

então o designado CMEC.

Nos documentos a que a CPIPREPE teve acesso, assim como nas declarações em audição dos

representantes e assessores do governo responsáveis pela elaboração do Decreto-Lei n.º 240/2004, registam-

se quatro argumentos principais para a adoção de um sistema de manutenção do equilíbrio contratual

preexistente.

a) Impossibilidade de negociação por blindagem dos CAE

Ao longo das várias audições a membros do governo no período de preparação dos CMEC (2003 – 2005),

foi claro o argumento jurídico de que os CAE eram muito blindados e que só um acordo entre os produtores e

o governo poderia desfazer os CAE. Uma prova disso, dizem os membros de governo na comissão, é o facto

de haver dois produtores, Turbogás e Tejo Energia, que não chegaram a acordo com a REN e com o governo

para a transição para os CMEC e ainda hoje mantêm os seus CAE.

Assim, assumir uma posição negocial que alterasse os valores e os direitos garantidos à EDP nos CAE, tal

como foi feito em Espanha, não seria possível para o governo de então. O principal argumento para a não

negociação é a existência de um contrato, tido como inalterável pelo governo, como argumentam Ricardo

Ferreira e João Conceição na CPIPREPE:

«Se alguma coisa fosse forçada ou alterasse de alguma forma o equilíbrio contratual, a cláusula lender of

last resort, que estava nos CAE, seria invocada. Isto quer dizer que no dia a seguir esses produtores

entregariam a chave, as pessoas, e diriam: «Olhem, quero os lucros cessantes, por favor, e o valor residual»

se o houvesse ou coisa que o valha. Portanto, a cláusula era deste género. Na resposta que dou às objeções

feitas pela Autoridade da Concorrência nacional [Nota enviada pelo Ministro Carlos Tavares a Abel Mateus,

abril 2004], penso que faço lá uma menção a essa cláusula — lender of last resort».

(audição Ricardo Ferreira, adjunto do ministro Carlos Tavares)

«A EDP tinha um contrato com uma outra entidade que lhe dava um conjunto de direitos e o que o Estado

estava a pedir à EDP era para, simplesmente, anular esse contrato. Esta é uma realidade (…) bastante

diferente do que acontecia em Espanha. É que, em Espanha, os CTC estavam assentes num direito atribuído

aos produtores por legislação e, como é óbvio, o governo e o legislador, o parlamento, são soberanos para

alterar a legislação. O caso em Portugal era bastante diferente, pois a EDP tinha nas mãos um contrato muito

rígido e muito protetor do produtor.»

(audição João Conceição, assessor do secretário de Estado Franquelim Alves)

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b) Proteção da EDP como companhia portuguesa

No caso de o governo optar por alternativas aos CMEC, por exemplo abrindo concurso para centros

electroprodutores, as empresas espanholas passariam a poder operar centrais em território português,

ganhando uma vantagem competitiva no mercado ibérico, uma vez que a EDP não teria a possibilidade de

fazer o mesmo do lado de Espanha, onde os CTC já estavam aprovados3.

Esta linha de argumentação ficou bem explícita na resposta do governo. Na resposta do Ministério da

Economia ao parecer da Autoridade da Concorrência, que propunha um modelo de leilões de capacidade

virtual como alternativa aos CMEC, fica claro que o governo português pretendeu proteger a posição relativa

da EDP no nascente mercado ibérico:

«Um exemplo claro é a própria forma que Espanha encontrou para compensar os seus produtores não

recorrendo a leilão de capacidade virtual de geração. Seria extremamente gravoso, não apenas para o sector

elétrico nacional a nível de empresas (estas passariam a ser meros executantes de instruções de operação e

manutenção das centrais, a mando de quem arrematou essa capacidade de produção; implicaria perder a já

reduzida capacidade de gestão de caudais de água provenientes de Espanha), mas também para o nível de

concentração ibérico no que respeita a capacidade geradora. Note-se que a EDP, a nível ibérico, dispõe de

uma quota de produção de cerca de 10,3% contra 33,9 da Endesa e 21,2% da Iberdrola. Naturalmente, se

fosse promovido um leilão da capacidade de produção da EDP, correr-se-ia o risco de aumentar ainda mais a

concentração no mercado Ibérico, com os perigos que isso implicaria através de um eventual abuso de

posição dominante daquelas empresas».

(Resposta do Ministro Carlos Tavares ao Parecer da Autoridade da Concorrência, abril 2004)

A mesma posição foi reforçada pelo próprio ex-Ministro Carlos Tavares na CPIPREPE, realçando a

importância de uma decisão estratégica que impedisse que a posição da EDP na operação dos centros

electroprodutores nacionais fosse ganha por empresas espanholas:

«Os Senhores Deputados, se calhar, também têm de recuar 15 anos e perceber qual era o ambiente da

altura a respeito dos centros de decisão nacional e, sobretudo, na área da energia, que levaram até o

Presidente da República da altura a convocar uma conferência sobre os centros de decisão nacional no setor

da energia. E eu queria saber o que é que aconteceria se nós tivéssemos feito um mecanismo de leilão dos

CAE em que a posição da REN fosse substituída pela da Iberdrola, pela Endesa, ou por um outro qualquer e

em que a EDP passasse a atuar apenas como agente dos produtores espanhóis».

(audição Carlos Tavares, Ministro da Economia, 2002-2004)

c) Valorizar a EDP no quadro da sua privatização

Outro ponto em discussão na CPIPREPE foi o impacto que a cessação dos CAE teria no valor da EDP do

qual o Estado português era também acionista, detendo 25% da empresa. Em 2004, os CAE representavam

uma parte significativa do valor da EDP, como declarou na CPIPREPE João Talone, CEO da EDP à data da

preparação do Decreto-Lei n.º 240/2004 e da cessação dos CAE:

«Na altura, o valor que era atribuído aos CAE pelos analistas independentes do mercado era,

aproximadamente — aqui é que não tenho a certeza do número —, entre 30% a 33% do valor da EDP.

Portanto, o valor dos CAE, para efeitos da visão que o mercado tinha da empresa — o mercado global,

americano, europeu, mercado de capitais —, representava cerca de 30% do valor da empresa.»

3 Os CTC foram criados pela Ley 54/1997, de 27 de novembro, e terminados antecipadamente pelo Real– Decreto Ley 7/2006, de 23 de junho. Conforme refere o preâmbulo do Real-Decreto Ley 7/2006, explicando essa decisão: “el mecanismo de los CTC ha devenido ineficiente, en primer lugar, porque generan distorsiones en los precios de mercado al ser integrados como determinantes en las estrategias de oferta; en segundo lugar, porque han quedado obsoletas las hipótesis sobre las que se basaron los cálculos de los CTC al promulgarse la Ley; por último, los informes disponibles revelan un alto grado de amortización de las instalaciones afectadas. En suma, se trata de un mecanismo innecesario y distorsionador que requiere una urgente supresión, lo que se lleva a cabo mediante la derogación de la mencionada Disposición transitoria sexta.”

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(audição João Talone, presidente da EDP, 2003-2006)

Dada a importância destes contratos no valor da EDP, Pedro Sampaio Nunes, secretário de Estado do

governo que aprovou o Decreto-Lei n.º 240/2004, admitiu que na transição dos CAE para os CMEC pesaram

as perspetivas futuras de privatização da EDP e o maior encaixe que o Estado teria nesta operação se a EDP

estivesse resguardada por garantias semelhantes aos CAE:

«Na questão dos CMEC da EDP acho que havia sempre essa preocupação, porque, mesmo na altura em

que fui Secretário de Estado, em 2004-2005, já não havia dinheiro nenhum — acho que isto é permanente em

todos os governos. Não havia dinheiro nenhum e havia que encontrar meios e inventar recursos para

podermos ter alguma disponibilidade orçamental e, eventualmente, pesou o facto de se poder «engordar o

porco», como é costume dizer-se, numa futura privatização da EDP. Ninguém, na altura, imaginou as

consequências dramáticas que isso traria, a prazo, na evolução exponencial dos custos de interesse

económico geral e da dívida tarifária.»

(audição Pedro de Sampaio Nunes, Diretor de energia na Comissão Europeia e Secretário de Estado da

Ciência e Inovação 2004-2005)

d) Manter o quadro remuneratório existente no momento da privatização da EDP

Membros do governo e responsáveis da EDP defenderam que o valor dos CAE foi diretamente incorporado

no valor do ativo EDP e, nessa medida, comprado pelos investidores privados ao Estado Português nas

operações de privatização de 70% do respetivo capital, pelo que não se poderia, com a introdução dos CMEC,

modificar as garantias prestadas e vendidas pelo valor da privatização. De acordo com estes depoimentos, na

defesa da credibilidade do Estado Português nos mercados internacionais e, também, para evitar litigância nos

tribunais internacionais, seria obrigatório que os CMEC assegurassem garantias equivalente aos dos CAE,

que teriam sido pagos na privatização pelos investidores.

2.3.3 Posição dos produtores

Nas várias audições da CPIPREPE aos principais responsáveis da EDP, ficou claro que a posição da

empresa em 2004 era a de se proteger nas cláusulas que vigoravam nos CAE e tentar impedir qualquer

acordo de transição para o mercado que não correspondesse a uma situação idêntica em termos económicos

e financeiros.

A negociação do diploma dos CMEC foi feita, por parte da EDP, com estes pressupostos, de acordo com

as palavras de Pedro Rezende na CPIPREPE, confrontando o próprio conceito de compensação por custos

ociosos que esteve na base da autorização da Comissão Europeia dada ao Decreto-Lei n.º 240/2004:

«Não são custos ociosos do sistema, o que há é contratos, portanto, ou o Estado mantém os contratos, ou

quebra os contratos e paga a indemnização lá prevista, ou alguém encontra um meio-caminho (…) São

situações diferentes e a própria Comissão aceitou que era diferente, verificou, auditou e aprovou.»

(audição Pedro Rezende, administrador da EDP 2003-2006)

No entanto, quando questionado na CPIPREPE sobre o quadro negocial entre a EDP e o Estado, que em

2004 era acionista de controlo da EDP (os acionistas de referência da EDP não estatais – BCP, Iberdrola e

Brisa – detinham apenas 12% do capital da empresa), João Talone responde:

«Eu estava preparado – embora houvesse uma imposição da União Europeia – para não abrir os CAE, da

mesma forma que a Tejo Energia e a Turbogás não abriram os CAE. Nessa altura o Estado teria de chamar

uma assembleia geral, pôr o assunto à assembleia e, se tivesse maioria, destituir a administração e nomear

outra».

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(audição João Talone, presidente da EDP 2003-2006)

Assim, resulta evidente que o Estado tinha os meios para fazer valer no Conselho de Administração da

EDP o seu entendimento político. Se este fosse outro – por exemplo, introduzir os CMEC mediante revisão

das condições do equilíbrio contratual dos CAE – teria podido impô-lo sem risco de litigância com a empresa.

A mesma situação não se verificava na Tejo Energia e na Turbogás, cujas estruturas acionistas não eram

controladas pelo Estado e que recusaram a cessação dos seus CAE.

«O Decreto-Lei n.º 240/2004 não era um imperativo legal, não obrigava. A publicação do decreto-lei não

acabava com os CAE; era preciso um acordo de cessação e, portanto, (…) uma avaliação por parte dos

produtores para concluir se o regime de CMEC era adequado ou não».

(audição Beatriz Milne, presidente executiva da Tejo Energia).

2.3.4 Notas finais

No processo de cessação dos CAE e transição para mercado, o governo recebeu argumentos jurídicos da

ERSE que defendiam a viabilidade legal de uma revisão do equilíbrio contratual e propostas de modelos

alternativos aos CMEC por parte da AdC e da ERSE, designadamente um modelo de leilões de capacidade

virtual.

Na opção do governo pelo modelo dos CMEC em 2003/2004 pesou a consideração da importância dos

CAE no valor da EDP e a posição da empresa face à concorrência espanhola no futuro mercado ibérico.

Ambas as preocupações devem ser lidas à luz do processo em curso de privatização da empresa. Note-se

que, poucos dias depois da entrada na Assembleia da República do pedido de autorização legislativa que

levava em anexo o projeto do decreto-lei que criou os CMEC, foi aprovado com o Decreto-Lei n.º 218-A/2004,

de 25 de outubro, autorizando o aumento de capital da EDP que reduziu a participação do Estado de 31%

para 25%.

A manutenção do equilíbrio contratual dos CAE foi uma decisão política do governo Durão Barroso,

consumada já sob o governo Santana Lopes com a aprovação do Decreto-Lei n.º 240/2004. O contexto dessa

decisão é resumido nas palavras do então presidente da ERSE, Jorge Vasconcelos, proferidas na CPIPREPE:

«O que está aqui em causa é uma questão de fundo que tem a ver com um conflito interno num Estado que

é, ao mesmo tempo, legislador e proprietário de empresas, e, sobretudo, em processos de privatização

[…].Portanto, esse conflito existe e não vale a pena sermos ingénuos, pois a única forma de tentar minimizar

os inconvenientes desse conflito é criarmos mecanismos de contrapoderes, mecanismos de transparência que

obriguem a escolhas claras».

(audição Jorge Vasconcelos, presidente da ERSE 1995-2006)

A manutenção do equilíbrio contratual dos CAE foi uma decisão política do governo Durão Barroso,

consumada já sob o governo Santana Lopes com a aprovação do Decreto-Lei n.º 240/2004, sob a autorização

legislativa do Parlamento Português, através da Lei n.º 52/2004.

2.4 Da efetiva manutenção pelos CMEC do equilíbrio contratual dos CAE

Nos comentários preliminares que enviou ao governo em Fevereiro de 2004, a ERSE alertava para a

existência de «obrigações leoninas para uma das partes, sendo disso beneficiário o produtor», o que

subverteria a própria manutenção do equilíbrio contratual dos CAE. A ERSE resume assim a sua avaliação

jurídica:

«Os CMEC não podem resultar na previsão de novos contratos ou na renovação, mais ou menos implícita,

dos anteriores, que confiram a uma das partes mais direitos ou garantias superiores aos emergentes dos

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contratos originários. O diploma dos CMEC deve pois, encontrar o justo equilíbrio. Contudo, no projeto em

apreço não está ainda encontrado este equilíbrio».

Em setembro de 2017, no cálculo da revisibilidade final do CMEC, a ERSE quantifica um valor total de

510M€ pagos excessivamente aos produtores neste regime em comparação com o que estava previsto no

Decreto-Lei n.º 240/2004:

«São evidenciadas algumas das alterações ao regime vigente aquando da introdução do regime dos

CMEC, designadamente obrigações ou direitos das partes contratantes dos CAE, que cessaram com a

introdução daquele novo regime. Estas alterações resultaram num quadro menos restritivo para os detentores

dos centros electroprodutores do que o que vigorava inicialmente. Ainda neste âmbito procura-se, quando

possível, quantificar os efeitos decorrentes da passagem para o regime dos CMEC, revisitando alguns dos

aspetos que haviam sido assinalados nos pareceres da ERSE ao diploma que instituiu este novo regime.

Em particular, são apresentados os efeitos da aplicação de taxas de juro diferentes para a atualização dos

cash-flows associados aos CMEC e para as rendas anuais a pagar pelos consumidores entre 2007 e 2013, já

referidos no passado pela ERSE. O acréscimo de custos associado à aplicação de taxas diferentes nesse

período foi avaliado em cerca de 125 milhões de euros. Contudo, grande parte desse efeito poderá ser

revertido sem pôr em causa os princípios económicos e financeiros, com a publicação de uma nova taxa para

a renda anual da parcela fixa dos CMEC igual à taxa a aplicar à renda anual do ajustamento final dos CMEC.

A aplicação de uma nova taxa para parcela fixa dos CMEC poderá diminuir esse efeito em cerca de 85

milhões de euros.

Para além desse efeito da aplicação do regime dos CMEC, foram igualmente apurados os impactes

decorrentes doutros efeitos, como sejam (i) ausência de testes de disponibilidade dos centros eletroprodutores

durante o período de 2007 a 2013, (ii) a aplicação de um fator de correção das produções resultantes do

modelo Valorágua ou ainda (iii) a metodologia de apuramento dos custos com licenças de emissão de CO2.

Atendendo a todos estes efeitos avaliados para o período I, estima-se que tenham existido custos

acrescidos para o sistema na ordem dos 510 milhões de euros».

Nesta secção, abordam-se estes quatro pontos levantados pela ERSE e recuperam-se os principais

argumentos que foram discutidos na CPIPREPE sobre estes temas.

Para além destes quatro pontos, foram discutidos na CPIPREPE mais dois temas, resultantes da

aprovação do Decreto-Lei n.º 240/2004, passíveis de configurar uma renda excessiva paga aos produtores de

energia: a extensão da concessão do domínio público hídrico e a prorrogação da operação da central de Sines

sem qualquer compensação ao sistema. Estes dois temas serão discutidos nos capítulos 2 e 3,

respetivamente.

2.4.1 Taxas de atualização diferentes

O Decreto-Lei n.º 240/2004 prevê a utilização de duas taxas diferentes para a atualização dos valores a

pagar pelos CAE e no cálculo das rendas previstas nos CMEC. De facto, inicialmente a taxa de atualização

utilizada para o cálculo do valor inicial dos CMEC foi de 4,85%, enquanto a taxa de juro de cálculo da

anuidade foi de 7,55%, sendo reduzida para 4,72% em 2013 para 4,72% (ver sobre esta matéria o capítulo 6).

A ERSE foi sempre crítica da utilização de taxas diferenciadas e manifestou esta posição já no parecer oficial

que entregou ao governo durante o período preparatório do diploma dos CMEC. Diz a entidade reguladora

neste parecer:

«Os perfis de pagamento previstos nos CAE e nos CMEC devem ser financeiramente equivalentes o que

só é possível utilizando a mesma taxa na actualização dos valores a pagar pelos CAE e no cálculo das rendas

previstas nos CMEC. Só desta forma se garante a equivalência financeira entre os valores de pagamento

previstos nos CAE e os valores previstos nos CMEC.»

(Parecer da ERSE, Maio 2004)

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Dez anos depois da entrada em vigor dos CMEC, no documento que faz o cálculo do ajustamento final em

2017, a ERSE continua a manter a mesma posição, afirmando que o princípio da neutralidade económica não

é cumprido com a existência de duas taxas:

«Não se encontra fundamento para a escolha de uma taxa utilizada para descontar os cash-flows dos

CMEC no cálculo do valor inicial (4,85%) significativamente inferior à taxa utilizada para o cálculo das rendas

anuais (7,55%) aplicadas a esses mesmos cash flows no mesmo momento»

(Cálculo do ajustamento final, ERSE 2017)

No mesmo documento, a entidade reguladora defende que, se tivesse sido utilizada a mesma taxa para a

atualização dos valores a pagar pelos CAE e no cálculo das rendas previstas nos CMEC, a EDP teria de

devolver 125M€ ao sistema elétrico para que a neutralidade económica fosse cumprida.

Na sua audição na CPIPREPE, João Conceição, assessor no Ministério da Economia no período da

preparação do Decreto-Lei n.º 240/2004, procurou refutar esta posição da ERSE. Para o ex-assessor, a

utilização de taxas diferenciadas justifica-se por dois motivos: 1) os períodos de recebimento dos CAE e

CMEC são diferentes; 2) os riscos de recebimento também não são comparáveis. Quanto ao período de

recebimento, diz João Conceição:

«Se fundíssemos todos os CAE num único, teria uma duração de 10 anos. Se fizermos a média com base

nos montantes de recebimento de cada CAE, portanto, a soma dos encargos fixos e dos encargos variáveis,

então, a média ponderada é um bocadinho mais longa, passa para 13 anos […]. Ora, o período de

recebimento, como os Srs. Deputados sabem, dos CMEC são 20 anos. Quando a ERSE se refere, nos seus

relatórios, a que entre 10, 13 ou 20 é mais ou menos a mesma coisa, confesso que fico um bocadinho

surpreendido…»

(audição de João Conceição)

Quanto à diferença de riscos entre CAE e CMEC, na CPIPREPE tanto João Conceição como mais tarde

João Manso Neto apontam o risco adicional nos CMEC associado à gestão da energia, em que os produtores

apenas recebem uma remuneração equivalente à dos CAE em condições de gestão eficiente, avaliadas pelo

modelo de otimização Valorágua. João Conceição argumenta:

«Se o produtor, numa perspetiva de CAE, tivesse a central disponível, automaticamente, não tinha

qualquer risco de funcionamento da central, porque todos os seus custos variáveis estavam assegurados; ao

migrar para um modelo de CMEC, em que o funcionamento do produtor é avaliado ano a ano com base numa

lógica otimizada de gestão centralizada que está associada à utilização do modelo Valorágua, pode haver aqui

diferenças, e existiram diferenças, que podem pôr um determinado risco ao produtor.»

(audição de João Conceição)

Pelo seu lado, João Manso Neto refere que o Decreto-Lei n.º 240/2004 faz o cálculo da compensação

simplificando a metodologia. Com efeito, o Decreto-Lei n.º 240/2004 desconta à mesma taxa de juros os cash-

flows associados quer aos CAE, quer às estimativas das receitas líquidas a auferir pelos produtores em

mercado. Afirma João Manso Neto que haveria que descontar o valor dos CAE e dos primeiros 10 anos das

receitas líquidas de mercado a uma taxa de juro mais baixa, porquanto são cash-flows que não apresentam

risco elevado. Os primeiros por serem um montante quase certo e os segundos por, nesses primeiros 10 anos,

estarem sujeitos a um mecanismo de revisibilidade que mitiga risco.

Durante a CPIPREPE, Maria de Lurdes Baía, Coordenadora da Área de Previsões Energéticas da REN,

abordou o mesmo assunto em posição contrária, dizendo que a revisibilidade anual associada ao fator de

ajustamento das produções, é em si mesmo um mecanismo para mitigar este de risco de desvios de

produção, utilizando a posteriori as produções reais para corrigir as estimativas feitas com o modelo

Valorágua:

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«Se olharmos para a questão dos ajustamentos anuais, ao fazermos a revisibilidade anual, estamos a

considerar os preços verificados. Ou seja, durante 10 anos foram salvaguardadas as variações de todas as

variáveis utilizadas no cálculo. (…) Para além disso, poderíamos dizer: «Mas há o risco da produção, porque

não são as produções reais». Realmente, não são as produções reais, mas há um fator de ajustamento das

produções. Ou seja, dentro desse mecanismo de mitigação de risco existe ainda um fator de ajustamento das

produções que é, ele próprio, um fator de mitigação de risco».

(audição de Maria de Lurdes Baía)

Para além do suposto risco de utilização do modelo Valorágua, João Conceição aponta também o risco de

preço de mercado para o produtor após o cálculo da revisibilidade final dos CMEC. Isto é, a partir do momento

que é feita esta revisibilidade, a remuneração proveniente dos CMEC não se altera e os produtores ficam

sujeitos aos riscos de mercado. Diz o ex-assessor do Governo:

«Um terceiro aspeto tem a ver com o facto de, durante o período dois, que começou em julho de 2017, o

produtor passar a ter riscos de mercado, porque o modelo de CMEC previa que fosse feita uma revisibilidade

final e definido o montante dessa revisibilidade, que era pago ao longo de 10 anos, e, a partir daí, o risco seria

total do produtor.»

(audição de João Conceição)

Maria de Lurdes Baía reconhece que este risco de mercado existe no período após a revisibilidade final e

admite «que poderia ser objeto de reflexão a introdução de um prémio de risco no cálculo da parcela de acerto

relativa ao ajustamento final». Todavia, argumenta que este risco é tanto da EDP como dos consumidores.

«Realmente, existe o risco do preço — os preços de mercado são preços baseados nas médias históricas

— e existe o risco da produção. Mas também é bem verdade que o risco existe para os dois lados, pois

também existe para os consumidores. Por exemplo, neste momento, estamos com preços de mercado na

ordem dos 80 €/MWh. No estudo do ajustamento final os preços de mercado que estão lá incluídos não

chegam aos 50 €/MWh. Ou seja, a EDP está a ser beneficiada. Por outro lado, o ano passado foi muito seco.

Portanto, o risco de produção para a EDP no ano passado foi muito grande. Ou seja, vamos ter anos húmidos,

anos secos, e temos riscos para os dois lados: não são apenas para a EDP, são também para os

consumidores.»

(audição de Maria de Lurdes Baía)

O tema da utilização de duas taxas diferentes para a atualização dos CAE e dos CMEC foi também alvo de

comentários e exposições na CPIPREPE de académicos da área financeira, como o professor João Duque e o

professor Paulo Pinho. Também nestas posições encontramos divergências semelhantes na análise de risco e

opiniões contrárias no que diz respeito à utilização de taxas diferenciadas.

João Duque, que realizou o seu estudo sobre esta matéria por encomenda da EDP, preconizou que «a

passagem de CAE para CMEC não é favorável à EDP. Não é favorável! Aliás, eu até diria que lhe é

ligeiramente desfavorável.». João Duque manifestou uma opinião semelhante à de João Conceição e João

Manso Neto, argumentando que há um risco adicional nos CMEC que não existia nos CAE, e que está

relacionado precisamente com o período após a revisibilidade final. Para João Duque, este risco é suficiente

para justificar a aplicação de duas taxas diferentes:

«Dois cash-flowsidênticos com níveis de risco diferentes têm de ser descontados a taxas de custo de

oportunidade de capital diferentes. Ponto! Do ponto de vista técnico, é um erro — é um erro! — descontarem-

se dois fluxos de caixa com riscos diferentes à mesma taxa. (…) Se é verdade que, durante um período de

tempo, ainda havia um preço de referência — salvo erro, de 50 € por unidade de medida elétrica —, a partir de

determinada altura, deixa mesmo de se considerar esse regime. Por isso, se, de 2007 a 2016, havia um

regime ainda algo protegido, a partir daí, de 2017 a 2027, há total desproteção. Por isso, de facto, não

estamos a comparar dois fluxos de caixa iguais.»

(audição de João Duque)

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Já Paulo Pinho, que era administrador da REN em 2007, convergiu com Maria de Lurdes Baía, defendendo

que a revisibilidade é um mecanismo de mitigação do risco que faz equivaler as condições dos CAE à dos

CMEC no que toca ao risco dos produtores o que, portanto, não justifica a utilização de duas taxas de

atualização diferentes nos primeiros dez anos.

«Os CMEC estavam sujeitos a um mecanismo de revisibilidade anual […] O que é que isto significa?

Significa uma coisa tão importante quanto isto: é que o risco dos CMEC é igual ao dos CAE!»

(audição de Paulo Pinho)

Paulo Pinho reconhece o argumento de João Conceição e João Duque no que respeita ao risco adicional

nos últimos 10 anos dos CMEC, após a revisibilidade final. No entanto, defende que esse risco é muito baixo,

uma vez que:

«Segundo a teoria financeira, se não houver financiamento por dívida […] o custo de capital depende

apenas de uma coisa: daquilo a que chamamos o risco sistemático do ativo que estamos a avaliar. Ou seja, o

risco que o acionista do produtor — não é o produtor — não consegue eliminar por diversificação».

Segundo Paulo Pinho, nos últimos 10 anos dos CMEC, precisamente quando poderá haver o risco de

mercado, a totalidade das centrais abrangidas por CMEC são hídricas, que têm um risco sistemático baixo.

«É que o risco que é relevante, repito, posso chamar de ‘risco sistemático’ e o risco sistemático das

centrais hídricas é baixo. O risco que é relevante para as centrais hídricas é: há chuva ou não há chuva e esse

nada tem a ver com o estado geral da economia».

(audição de Paulo Pinho)

Assim, para Paulo Pinho, só seria possível considerar-se uma taxa diferente para a atualização do valor

dos CMEC se ela se aplicasse apenas aos 10 anos finais e se refletisse as condições dos centros

electroprodutores (na sua totalidade hídricas) que estivessem abrangidos pelos CMEC.

«O que se poderia ter feito era descontar os fluxos de caixa desses centros eletroprodutores a uma taxa

que refletisse o custo do risco da hídrica, e só esses e só para esses anos em que não havia revisibilidade.

Um cálculo feito assim daria um valor completamente diferente daquele que veio a ser apurado.”

(audição de Paulo Pinho)

De acordo com João Duque, os cash-flows deveriam ter sido descontados a taxas diferentes segundo o

período a que correspondem (taxa mais baixa nos primeiros dez anos, taxa mais alta para o período seguinte)

Esta metodologia poderia ter atribuído à EDP uma compensação superior 1,2 mil milhões de euros, ao invés

da de 832 milhões de euros que recebeu. Quanto à taxa da anuidade associada ao pagamento do CMEC

inicial, várias entidades defendem que essa taxa deveria ter sido inferior aos 7,55% que foram fixados na

altura, associada ao custo médio de capital do produtor. Segundo João Duque, essa taxa deveria de facto ter

sido inferior e que esse aspeto terá beneficiado a EDP. No entanto, este ganho da EDP apenas compensa

parcialmente a perda por se ter considerado uma única taxa para descontar os cash-flows. Assim, alega João

Duque que a EDP poderá ter sido prejudicada no tema das taxas de juro. Esta é também a opinião dos

autores do autor de outro estudo encomendado pela EDP, Miguel Ferreira da Universidade Nova.

Em novembro de 2012, esta questão é reaberta pelo governo no âmbito da aplicação da medida 5.6 do

Memorando de Entendimento com a troika, que estabelecia a «tomada de medidas visando limitar o

sobrecusto da produção de eletricidade em regime ordinário, em particular através da renegociação ou da

revisão em baixa do mecanismo de compensação garantida (CMEC) pago aos produtores em regime ordinário

e dos CAE remanescentes».

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No relatório «Report on the CMEC scheme», o governo contesta a utilização de duas taxas no cálculo do

valor inicial dos CMEC e coloca explicitamente em causa a autorização dada em 2004 pela Comissão

Europeia ao Decreto-Lei n.º 240/2004:

«O aumento do valor contratual em relação ao valor inicial dos CAE através da metodologia usada nos

CMEC parece não ter sido considerado na Decisão da UE n.º 161/2004, que validou a compensação por

custos ociosos».

Relatório «Report on the CMEC scheme», enviado à troika pelo Governo português em novembro de 2012.

Segundo a ERSE, essa decisão teve um custo adicional para os consumidores de 300 milhões, dos quais

apenas 120 milhões foram recuperados na sequência do acordo, celebrado em abril de 2012 ano entre a EDP

e o governo, que esteve na origem da redução da taxa de juro aplicada à componente fixa do CMEC, de

7,55% para 4,72% (Portaria n.º 85-A/2013, ver também capítulo 9).

Após várias intervenções na CPIPREPE sobre o uso de taxas diferentes para a atualização dos valores a

pagar pelos CAE e no cálculo das rendas previstas nos CMEC, fica clara a divergência entre intervenientes

sobre o tema.

Conclusão

No que respeita ao impacto deste ponto na neutralidade económica dos CMEC em relação aos CAE, pode

concluir-se que:

1. Não se encontram argumentos nas posições de João Conceição, nem da EDP (Manso Neto), que

contrariem a ideia de que a revisibilidade é uma forma de minimizar o risco dos CMEC, fazendo equivaler este

risco ao dos CAE. Por isso, fica claro que os ganhos da EDP decorrentes do uso de uma taxa diferente na

primeira década do CMEC (2007-2017) quebram a neutralidade económica que quer o Governo quer a EDP

defendiam para o processo de transição.

2. Os governos envolvidos no processo de preparação do Decreto-Lei n.º 240/2004 tiveram conhecimento

das diferentes posições sobre este tema, nomeadamente o parecer crítico da ERSE quanto ao uso de duas

taxas para atualização dos valores do CAE e das rendas previstas nos CMEC;

3. Sobre a segunda década de CMEC, após a revisibilidade final, os argumentos de João Conceição e

João Manso Neto sobre o aumento do risco pela exposição ao mercado coincidem com as posições de Maria

de Lurdes Baía e Paulo Pinho. Assim, os intervenientes na CPIPREPE que se debruçaram mais

detalhadamente sobre esta matéria convergem na ideia de que os riscos do CMEC na segunda fase de

implementação são superiores ao dos CAE, podendo assim considerar-se uma taxa diferente (ou um prémio

de risco) que refletisse esta diferença.

4. Foram também apresentados, sem refutação consistente, dois fatores que suavizam esta diferença: (1)

o número de centrais da EDP abrangidas pelo CMEC na segunda fase é significativamente menor do que na

primeira; (2) o cálculo da revisibilidade final tem em conta dados históricos e, quando aplicado a um período

significativamente longo (os 10 anos da segunda fase), tende a equilibrar as flutuações anuais e a reproduzir

um valor do CMEC a longo prazo semelhante ao previsto nos CAE. Assim, admitindo-se a utilização das duas

taxas na segunda fase do CMEC, não se verifica consenso sobre a amplitude dessa diferença.

2.4.2 Testes de verificação da disponibilidade das centrais

Durante o período dos CAE, as centrais abrangidas por este mecanismo estavam sujeitas à verificação da

disponibilidade por parte da REN, no sentido de apurar se a disponibilidade contratualizada nos CAE estava

de facto a ser oferecida por cada central.

Com a cessação dos CAE e sem obrigação explícita no Decreto-Lei n.º 240/2004, os testes deixaram de ter

cobertura legal que os permitisse (salvo casos excecionais, detalhados no depoimento do ex-Diretor-Geral de

Energia Pedro Cabral).

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Para a ERSE, a não realização dos testes de disponibilidade permite que as declarações de disponibilidade

efetuadas pelo produtor não correspondam à disponibilidade real, em particular para as centrais que produzem

menos.

No relatório que suporta o cálculo do ajustamento final, a ERSE contabiliza em 285M€ os ganhos auferidos

pela EDP por níveis de disponibilidade superiores aos contratados:

«Ausência total deste tipo de testes, por não terem sido previstos no Decreto-Lei n.º 240/2004 nem nos

Acordos de Cessação, cria condições de impunidade para as centrais que não produzem, particularmente as

que não colocam ofertas de venda no mercado ou fazem ofertas que não são ‘casadas’, sendo assim

impossível verificar se a disponibilidade declarada é real. Como a remuneração da central está diretamente

associada à disponibilidade, o fim dos testes à disponibilidade das centrais incentiva as mesmas a declararem

uma disponibilidade superior à que efetivamente se verificava. Nestes casos, não é possível assegurar que os

encargos fixos que foram pagos aos produtores, muitas vezes corrigidos por excesso por via dos coeficientes

km, corresponda a uma disponibilidade efetiva das centrais.»

(Cálculo do ajustamento final, ERSE 2017)

Em audição na CPIPREPE, João Conceição discordou da posição da ERSE e argumenta que a média

mensal das disponibilidades declaradas durante o período em que não houve verificação é inferior à do

período após 2014 em que houve verificação:

«O que a ERSE faz é simplesmente anular os valores de revisibilidade reais e utilizar o valor de referência

do [coeficiente de disponibilidade] KM=1. (…) Fazendo a média de todos os meses, de todas as centrais que

tiveram CAE e depois passaram para CMEC, entre 2001 e junho de 2007 — portanto, estamos a falar de

período CAE —, a média dos KM mensais de todas as centrais com CAE tem um valor de 1,039. A média do

período de julho de 2007 a julho de 2014, quando foi restituída, como os Srs. Deputados sabem, a realização

dos testes de disponibilidade, foi de 1,032. Fazendo a média do período de agosto de 2014 até junho de 2017,

o período remanescente já sujeito a testes de disponibilidade, e que a ERSE não questiona, dá um valor de

1,043. Ou seja, tenho uma grande dificuldade em perceber por que é que a ERSE, quando deveria usar

valores reais, simplesmente transforma a utilização do valor de referência, definido precisamente com base no

conceito de referência. Esse valor é definido mas todas as outras variáveis são também variáveis de referência

e não variáveis reais. Tenho ainda mais dificuldade quando a média dos KM, durante o período em que não

foram realizados testes, foi a mais baixa de todos os períodos com CAE e durante o período com testes».

(audição de João Conceição)

Estes foram os argumentos técnicos de contestação do cálculo do regulador para o valor de ajustamento

de 285M€. Ficou claro o desacordo entre os vários intervenientes sobre o valor e o método de cálculo da

ERSE que quantifica os ganhos dos produtores relativos à supressão dos testes de disponibilidade.

Porém, a questão central que a CPIPREPE pretendeu esclarecer foi a decisão política que levou à não

inclusão de um mecanismo de verificação de disponibilidade no Decreto-Lei n.º 240/2004. De facto,

independentemente de esta decisão ter vindo (ou não) mais tarde a consagrar-se num fator de desequilíbrio

económico dos CMEC em relação ao CAE, a abolição destes testes abriu pelo menos essa possibilidade aos

produtores.

O esclarecimento desta decisão ganha ainda mais relevância quando se sabe que, à data das decisões, o

governo tinha recebido alertas, tanto da REN como da ERSE, sobre as consequências da não inclusão de um

mecanismo de verificação das disponibilidades. Resume assim o parecer da ERSE de 2004, que chegou ao

governo durante a preparação do Decreto-Lei n.º 240/2004:

«Caso não sejam definidos os mecanismos necessários à verificação da disponibilidade dos grupos

electroprodutores, os produtores poderão fazer declarações de disponibilidade superiores às acordadas nos

CAE. Não podendo estas declarações ser verificadas a posteriori, traduzir-se-ão em pagamentos fixos pelos

CMEC mais elevados».

(Parecer ERSE 2004)

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Quando confrontados com esta decisão, os principais intervenientes no processo de preparação do

Decreto-Lei n.º 240/2004 argumentaram que os próprios mecanismos de mercado são um desincentivo à

declaração de disponibilidades acima das reais e que portanto não era necessário incluir estes testes no

diploma, como argumenta Ricardo Ferreira, assessor do Ministério da Economia de então:

«Foi considerado que os incentivos que o mercado dava para os agentes estarem disponíveis eram mais

do que suficientes. Se eu disser que estou disponível, o Valorágua pode dizer-me que vou ter de produzir; se

eu não produzir, é uma chatice. Portanto, os produtores não tinham incentivo nenhum em andar a falsear

declarações, porque o problema era exatamente esse; era dizer que ‘os produtores vão falsear’»

(audição Ricardo Ferreira)

Também João Manso Neto, que conduziu o processo do lado da EDP não tem dúvidas que um mecanismo

de verificação de disponibilidade era totalmente desnecessário, já que o mercado fazia esse papel:

«A EDP não podia declarar em mercado o que não estava disponível. Porquê? Porque se declarasse em

mercado e depois fosse chamada incorria em penalidades. Aliás, se formos ver a história, é claríssimo que a

EDP, em muitas circunstâncias, não esteve disponível, declarou a indisponibilidade e por isso pagou.»

(audição João Manso Neto)

Dispondo de um quase monopólio da produção hídrica, a margem de manobra da EDP na gestão da oferta

é muito grande. No seu depoimento, o ex-Secretário de Estado Jorge Seguro Sanches, não reconhece a

impossibilidade de manipulação alegada por João Manso Neto.

«Está provado que as centrais hídricas do Douro estavam em obras e aumentavam a disponibilidade e que

a central hidroelétrica de Setúbal, tinha peças desmanteladas e aumentava aquilo que declarava na

disponibilidade. (…) Não havia nem forma contratual nem forma legal de haver a sua consideração».

Jorge Seguro Sanches acrescenta como argumento jurídico que:

«No momento em que os CAE cessaram, o direito dos seus titulares limitava-se à disponibilidade

contratada. Não obstante estar previsto nos CAE um mecanismo para pagar disponibilidade acrescida e

penalizar a disponibilidade inferior, a verdade é que esses mecanismos para funcionarem careciam da

verificação de um facto que se afastava da normalidade contratada.

Tal significa que as duas situações anormais – disponibilidade superior ou inferior – não podem ser

consideradas no cálculo de uma indemnização [o CMEC], pois não existe qualquer direito constituído.

Dito por outras palavras: se o Estado tivesse optado por pagar de imediato a indemnização em vez de criar

os CMEC, o cálculo do montante indemnizatório teria, necessariamente, que cingir-se à disponibilidade

contratada e garantida».

(audição Jorge Seguro Sanches)

Pode concluir-se que:

1. Os governos envolvidos no processo de preparação e aprovação do Decreto-Lei n.º 240/2004

consideraram que a participação em mercado era suficiente para que as centrais declarassem a sua

disponibilidade real, descartando assim os testes de disponibilidade;

2. Não foram considerados os vários alertas da ERSE e da REN sobre a abolição deste mecanismo e

sobre os possíveis impactos no valor dos CMEC a pagar aos produtores, quantificados mais tarde pela ERSE

em 285 M€.

3. Não existe suporte legal para a remuneração de disponibilidade superior à contratada, tal como define a

ERSE no cálculo do ajustamento final homologado pelo governo em 2018.

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2.4.3 Aplicação do fator de correção das produções resultantes do modelo Valorágua

No cálculo da revisibilidade final dos CMEC, a ERSE atribui um valor adicional de 90M€ a favor dos

produtores decorrente da aplicação de fator de correção de 0.99 previsto do Decreto-Lei n.º 240/2004. Este

fator pretendia corrigir as produções do modelo Valorágua, usado para o cálculo das diferentes componentes

dos CMEC em 2004, por comparação com dados históricos. Após a primeira década dos CMEC, a ERSE fez

uma avaliação ex-post ao fator de correção, aplicando o modelo Valorágua às produções reais de Sines e das

centrais hídricas com um fator de correção igual a 1. Conclui assim o regulador no documento que expõe o

cálculo da revisibilidade final:

«A aplicação deste fator, utilizado em todos os cálculos dos CMEC (como o cálculo do valor inicial e os

ajustamentos anuais), origina uma diminuição das receitas de mercado das centrais de Sines e hidroelétricas,

e uma diminuição dos custos variáveis da central de Sines.»

(ERSE, Cálculo do ajustamento final, 2017)

Em audiência na CPIPREPE, João Manso Neto discorda da posição da ERSE, argumentando que, ao

utilizar um fator de correção igual a 1, o regulador está a pedir que os produtores tenham um desempenho

melhor do que o modelo de otimização:

«O modelo tem informação do ano inteiro para otimizar, e eu não tenho, só tenho informação do passado,

não tenho informação futura. Portanto, fizeram-se análises estatísticas, em termos de grupo de trabalho, e

chegou-se à conclusão de que era necessário um ajustamento de apenas 1% ao Valorágua para haver

equilíbrio. A ERSE acha mal, sem fundamento nenhum — a estatística o demonstra e a intuição também. Não

faz sentido nenhum que, de facto, se obrigue alguém, por muito inteligente que seja, a ser melhor do que

modelo, que tem informação que não se tem».

(audição João Manso Neto)

Também o diretor de regulação da EDP, Ricardo Ferreira, considera que a existência de um fator de

correção é justificada pelo facto de, historicamente, se verificar que o modelo Valorágua sobrevalorizava

algumas produções.

Já João Conceição discorda da forma como a ERSE chegou ao valor de 90 M€, descontando aos ganhos

com a aplicação do fator de correção (116 M€) o valor do que já antes teria sido detetado nos diferentes

exercícios de revisibilidade (26 M€). Para João Conceição, estes 26 M€ estão muito abaixo do que a ERSE

teria declarado em anteriores exercícios de revisibilidade e argumenta que o regulador deveria ter descontado

um valor muito mais alto.

«A mesma ERSE no seu parecer à revisibilidade de 2014, feito em junho de 2016, […] vem reconhecer que

o modelo Valorágua induziu um benefício a favor dos consumidores de 103 milhões de euros. (…) Portanto, o

meu comentário em relação ao ponto do Valorágua é simples e é o seguinte: só gostava de perceber porque é

que, em 2016, a ERSE diz que houve uma vantagem de 103 milhões de euros para os consumidores e, um

ano depois, por prudência, reduz essa vantagem para 26 milhões de euros.»

(audição de João Conceição)

Mais uma vez sobre uma decisão de 2004 – neste caso o fator de correção de 0,99 dos resultados do

Valorágua – tanto os representantes da EDP como as pessoas envolvidas na preparação do Decreto-Lei n.º

240/2004 têm opiniões contrárias às do regulador no que toca ao impacto da medida. Os argumentos da

discussão são essencialmente técnicos, envolvendo um detalhe nos cálculos e nos pressupostos das duas

partes que torna difícil à CPIPREPE ter uma conclusão definitiva sobre o valor real do impacto da medida.

Salientam-se, porém, os valores avançados pela ERSE, de 90 M€, bem como valor de 103 M€ a que nos

remete a argumentação de João Conceição.

Por fim, salienta-se que, ao contrário dos dois pontos anteriores, quanto à decisão da aplicação do fator de

correção de 0,99 das produções provenientes do modelo Valorágua, não se conhece nenhum alerta do

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regulador durante a preparação do Decreto-Lei n.º 240/2004 sobre o impacto desta medida na neutralidade

económica dos CMEC em relação aos CAE. Daqui pode-se retirar que a ERSE, em 2004, ou não considerou

relevantes os possíveis impactos do fator de correção das produções ou assumiu que este ponto iria ser objeto

de revisibilidade. Esta última hipótese justificaria a opção do regulador no exercício de revisibilidade final em

2017, onde refaz as contas do modelo Valorágua sem o fator de correção previsto no Decreto-Lei n.º

240/2004.

2.4.4 Licenças de CO2

Para além das produções simuladas do modelo Valorágua, o cálculo do valor do CMEC tem em conta um

fator anual de emissão de CO2 teórico (0,912 ton CO2/MWh). No exercício da revisibilidade final, a ERSE

quantifica o impacto da utilização deste fator, tendo em conta os valores de emissões reais das centrais e

conclui que houve um ganho dos produtores de 10 M€. No documento, a ERSE justifica assim o facto de

corrigir o valor de emissões teórico existente no procedimento de cálculo dos CMEC:

«Estando disponível desde 2005 o mecanismo europeu de comércio de emissões, onde foram registadas

os valores das emissões verificadas nos centros eletroprodutores, é possível calcular um fator de emissão de

CO2 real, não havendo racional que justifique o cálculo do custo das licenças de CO2 com quantidades obtidas

através de fatores de emissão e rendimentos teóricos».

(Cálculo do ajustamento final, ERSE 2017)

Também sobre este assunto, apenas João Manso Neto e João Conceição fizeram declarações sobre o

exercício do regulador. Para o administrador da EDP entre 2006 e 2015, este cálculo da ERSE baseia-se em

detalhes que não se justificam e carece de legitimidade constitucional:

«A ERSE, quando faz este estudo em 2017, diz que essas alterações exigiam alterações legislativas que

não existem. E mais: a Secretaria de Estado, quando despacha a revisibilidade final diz, taxativamente, que

introduzir estas medidas em termos de compensação, seria de constitucionalidade duvidosa. Ou seja, é um

estudo que, de facto, do meu ponto de vista, não tem fundamento nenhum.»

(audição João Manso Neto)

Já João Conceição não compreende os cálculos do regulador mas admite que poderá haver razões que os

justifique.

«É um parágrafo muito curto, não há grandes justificações e a ERSE apenas diz que houve benefícios

entre 7,5 milhões de euros e 11 milhões de euros e, portanto, o valor a considerar é 10 milhões de euros. Não

consigo perceber mas certamente a ERSE teve alguma razão, que não detalhou no relatório, não só para

chegar a destes 7,5 milhões de euros a 11 milhões de euros como, de repente, não fazer o valor médio deste

intervalo e dizer simplesmente que é 10 milhões de euros.»

(audição de João Conceição)

Ricardo Ferreira argumentou com o facto de todo o mecanismo de CMEC estar assente em modelos e

estimativas e não na utilização de valores reais. Por isso, apenas no caso das licenças de CO2 usar os valores

reais seria incoerente com o modelo.

O ponto relativo ao impacto das licenças de CO2 na neutralidade dos CAE em relação aos CMEC foi alvo

de pouca atenção dos intervenientes na CPIPREPE. Não foram apresentados argumentos que contrariem o

valor de 10 M€ avançado pelo regulador, nem foram propostos cálculos alternativos.

Tal como no ponto anterior, também se desconhecem alertas do regulador ou de outras entidades à data

das decisões em 2004 sobre o impacto das licenças de CO2 na neutralidade dos CMEC em relação aos CAE.

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2.4.5 O parecer do Conselho Consultivo da Procuradoria-Geral da República

A repercussão tarifária dos valores enunciados pela ERSE no cálculo do ajustamento final dos CMEC veio

a sustentar-se no Parecer n.º 24/2017 do Conselho Consultivo da Procuradoria-Geral da República (PGR),

homologado pelo Secretário de Estado Jorge Seguro Sanches. Nas suas conclusões, pode ler-se:

«9.ª (…) Dada a natureza dos CMEC, sempre se terá de considerar estar-se perante matéria de reserva de

lei, pelo que não pode o Governo proceder a uma deslegalização, remetendo para a via contratual a regulação

primária de aspetos essenciais do respetivo regime;

10.ª Consequentemente, os acordos de cessação dos CAE não podem introduzir novos fatores nos

cálculos dos ajustamentos anuais e final dos CMEC;

11.ª No cálculo dos CMEC, o valor do CAE reporta-se à data prevista para a sua cessação antecipada e

calcula-se de acordo com as disposições nele previstas, incluindo a amortização e remuneração implícita ou

explícita no CAE do ativo líquido inicial e do investimento adicional, conforme definidos no respetivo contrato,

devidamente autorizados e contabilizados;

12.ª O procedimento da revisibilidade dos CMEC, com vista ao apuramento dos ajustamentos anuais,

processa-se nos termos dos n.os 1 a 11 do artigo 11.º do Decreto-Lei n.º 240/2004, sendo, após a

determinação do respetivo valor, enviados os ajustamentos anuais ao membro do governo responsável pela

área de energia para efeitos de homologação (cf. n.º 7);

13.ª O despacho homologatório do montante do ajustamento anual dos CMEC configura um ato

administrativo;

14.ª Assim, o ato de homologação com fundamento na sua invalidade, pode ser declarado nulo, a todo o

tempo, no caso da ocorrência de vício gerador de nulidade (cf. artigo 162.º do Código do Procedimento

Administrativo — CPA –, em vigor, e, anteriormente, artigos 133.º e Diário da República, 2.ª série — N.º 23 —

1 de fevereiro de 2018 3869 134.º do CPA de 1991), ou ser objeto de anulação administrativa (n.º 2 do artigo

165.º do CPA), nos termos e condições dos artigos 166.º e 168.º do CPA;

15.ª Ora, no caso de o ato homologatório considerar aspetos abrangidos pela matéria de reserva de lei, e

que tenham inovatoriamente sido regulados nos acordos de cessação dos CAE, terá de ser considerado nulo

por estar viciado de usurpação de poder [cf. artigo 161.º, n.º 2, alínea a), do CPA e, anteriormente, artigo

133.º, n.º 2, alínea a), do CPA de 1991].»

(Parecer n.º 42/2017 do Conselho Consultivo da PGR, de 9 de novembro de 2017, homologado por

despacho de Jorge Seguro Sanches em 24 de novembro de 2017)

Em dezembro de 2017 é criado pelo governo um grupo de trabalho envolvendo a DGEG e a ERSE, com a

missão de identificar e quantificar a remuneração indevidamente paga em função regras introduzidas pelos

acordos de cessação dos CAE.

2.5 Processo de aprovação dos CMEC na Comissão Europeia

Em 2004, tendo Comissão Europeia analisado e discutido o projeto de decreto-lei dos CMEC, impôs a

introdução de diversos aspetos nesse texto, designadamente a existência de um período de revisibilidade

inicial (que veio a ser de 10 anos), um montante máximo para as compensações e aspetos relativos à

repercussão tarifária.

Ainda em 2004, a CE aprovou o conteúdo do decreto-lei dos CMEC que já continha os seguintes aspetos:

utilização de taxas de juro distintas para a atualização de fluxos financeiros e cálculo da anuidade da

compensação; utilização do modelo Valorágua; necessidade de emissão de licenças de produção para as

centrais cujos CAE fossem cessados; ausência de referências a realização de testes às disponibilidades das

centrais.

Em 2013 a CE emitiu uma Decisão de investigação aprofundada, na qual afirma sobre o regime de CMEC

que, «baseado na informação disponível à data, não há evidência de que a compensação aprovada tenha sido

mal utilizada ou cessado a sua compatibilidade com o Mercado Interno».

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Em 2017, emitiu uma decisão, após 5 anos de investigação do tema do domínio público hídrico, afirmando

que o valor pago pela EDP foi um valor justo e com referenciais de mercado. Mais afirmou a Comissão

Europeia que a utilização de uma única taxa de juro não é uma metodologia correta no caso da determinação

do valor do domínio público hídrico.

A Decisão de 2004 baseou-se na Comunicação da Comissão Europeia relativa à «Metodologia de análise

dos auxílios estatais ligados a custos ociosos», de 26 de julho de 2001, que define os critérios a cumprir pelas

garantias e compromissos que constituam custos ociosos suscetíveis de serem reconhecidos pela Comissão

para efeito da atribuição de ajudas de Estado. Entre esses critérios estão os seguintes, enunciados na

Metodologia da Comissão:

«3.3 Estes compromissos ou garantias de funcionamento devem ser suscetíveis de não poderem ser

honrados na sequência das disposições da directiva. Para constituir um custo ocioso, um compromisso ou

uma garantia deve por conseguinte tornar-se não económico devido aos efeitos da Directiva 96/92/CE e

afectar sensivelmente a competitividade da empresa em causa. (…) Os compromissos ou garantias que não

tiverem podido ser honrados independentemente da entrada em vigor da directiva não constituem custos

ociosos. (…)

3.5 Os compromissos ou garantias que ligam empresas pertencentes a um mesmo grupo não podem, em

princípio, constituir custos ociosos. (…)

3.8 Os custos ociosos devem ser avaliados após dedução de qualquer auxílio pago ou a pagar para os

activos a que se referem. Em especial, quando um compromisso ou garantia de exploração corresponde a um

investimento que foi objecto de um auxílio público, o valor deste auxílio deve ser deduzido do montante dos

eventuais custos ociosos resultantes desse compromisso ou garantia. (…)

3.10 Os custos amortizados antes da transposição para o direito nacional da Directiva 96/92/CE não podem

ser considerados custos ociosos. No entanto, as provisões ou as depreciações de activos inscritos no balanço

das empresas em causa com o objectivo explícito de ter em conta os efeitos previsíveis da Directiva podem

corresponder a custos ociosos. (…)

3.12 Os custos eventualmente suportados por certas empresas para além do horizonte indicado no artigo

26º da Directiva 96/92/CE (18 de Fevereiro de 2006) não podem, em princípio, constituir custos ociosos

elegíveis nos termos da presente metodologia». (…)

(Comunicação da Comissão Europeia relativa à Metodologia de análise dos auxílios estatais ligados a

custos ociosos, 26 de julho de 2001)

Na sua Decisão de 22 de setembro de 2004 sobre o projeto de Decreto-Lei n.º 240/2004, a Comissão

Europeia começa por recusar a base da argumentação do governo português:

«De acordo com as Autoridades portuguesas, tais compensações consistem apenas numa justa

indemnização pelo facto de o Estado proceder à cessação antecipada dos CAE, que são contratos entre duas

partes privadas, o que não poderá ser considerado uma vantagem. A Comissão considera que uma tal

justificação não se aplica a este caso específico, dado que os contratos iniciais, que serão objecto de

cessação, já concedem uma vantagem aos produtores vinculados. Na verdade, os CAE eximem os produtores

vinculados de todos os riscos associados aos investimentos cobertos pelos contratos: dispõem da garantia de

reembolso de todos os seus custos, e de venda de um montante fixo de electricidade a um preço garantido e

durante um período determinado e muito longo. Este factor de segurança contra todos os riscos, num mercado

aliás muito cíclico, é proporcionado sem qualquer contrapartida. Constitui uma clara vantagem para os

produtores que celebraram os CAE. Por conseguinte, a cessação dos CAE e a concessão de compensações a

esse título constitui apenas um modo de alterar a forma como era concedida a vantagem anterior e não um

modo de compensar uma desvantagem. De facto, após a cessação dos CAE, aqueles produtores receberão

uma compensação que lhes permitirá, não obstante a abertura do mercado, manter o seu volume de vendas

(deste modo limitando os riscos em que de outro modo incorreriam) ainda que os centros produtores em

questão se venham a revelar ser intrinsecamente menos eficientes que outros centros produtores que possam

ser construídos no futuro por novos concorrentes potenciais.»

(Decisão em 22 de setembro de 2004 – Auxílio estatal N 161/2004)

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Estas constatações bastariam para excluir da consideração de custos ociosos tanto os CAE da EDP como

os da Turbogás e da Tejo Energia, tal como aliás sucedeu em decisões do Tribunal de Justiça da União

Europeia sobre contratos semelhantes na Hungria.

Apesar de considerar que «a cessação dos CAE e a concessão de compensações a esse título constitui

apenas um modo de alterar a forma como era concedida a vantagem anterior e não um modo de compensar

uma desvantagem», a Comissão Europeia validou o Decreto-Lei n.º 240/2004 no pressuposto de que os CAE

representaram para a EDP uma garantia de funcionamento que «tornou possível a construção destes centros

electroprodutores» (pág. 5 da Decisão da CE) e que 1) poderia ter influenciado investimentos geradores de

elevados prejuízos para estas centrais 2) dada a sua alegada ineficiência; 3) na falta de compensação destes

custos, a EDP poderia ter a sua viabilidade ameaçada.

Entre 2007 e 2016, o conjunto de auxílios de Estado atribuídos à EDP a título de custos ociosos

ultrapassou os 2700 milhões de euros, números da ERSE.

«Penso que há graves deficiências nessa apreciação [da Comissão Europeia]. Grande parte da análise da

Comissão baseia-se na ideia de que os CMEC foram a continuação dos CAE — sem fazer uma análise

profunda ou pronunciar-se grandemente sobre os CMEC — e de que os CAE foram atribuídos numa altura em

que a empresa não poderia sobreviver em termos de mercado. Sabemos, a posteriori, que isso não tem

qualquer racionalidade. (…)

Não vejo que todas as decisões da Comissão Europeia tenham de ser consideradas, digamos, modelo;

mas julgo que esta foi das piores decisões que a Comissão tomou. E, como sabem, várias decisões da

Comissão Europeia são, depois, rejeitadas pelos tribunais europeus».

Audição de Abel Mateus, presidente da AdC (2003-2008)

Em novembro de 2012, o governo português remete à troika o relatório previsto na medida 5.6 do

Memorando de Entendimento – «Report on the CMEC Scheme» –, e que mais tarde será enviado também à

Comissão Europeia no âmbito da investigação aprofundada à extensão da concessão do domínio hídrico à

EDP, que, na opinião do governo, promoveu uma vantagem adicional em relação aos CAE, quantificada em

300 milhões de euros:

«O aumento do valor contratual em relação ao valor inicial dos CAE através da metodologia usada nos

CMEC parece não ter sido considerada na Decisão da UE n.º 161/2004, que validou a compensação por

custos ociosos».

(Report on the CMEC Scheme, Governo português, novembro de 2012)

No entanto, em 2013, em face da queixa apresentada no ano anterior por um conjunto de cidadãos, a

Comissão Europeia decide o arquivamento dos elementos relativos à Decisão de 2004, abrindo, em

contrapartida uma investigação aprofundada sobre a questão da extensão do domínio hídrico.

Conclusões

1. A legislação de 1995 veio, na sequência de legislação anterior que previa um mecanismo CAE no SEN,

estender estes contratos às centrais pertencentes à EDP, então totalmente pública. A taxa de remuneração

aplicável à extensão dos CAE às centrais da EDP foi de 8,5%. A taxa anteriormente aplicada aos CAE da Tejo

Energia e da Turbogás cifrava-se em 10%.

2. A decisão política de configurar os CAE das centrais da EDP (centrais existentes) tomando como

referência os CAE das centrais da Tejo Energia e da Turbogás (novos investimentos) reconfigurou a empresa,

tendo em vista o cumprimento das diretivas europeias de liberalização do mercado, o robustecimento

financeiro da empresa e a dinamização do seu processo de privatização.

3. A cessação antecipada dos CAE foi imposta por força de uma diretiva comunitária, num momento em

que existiam condições para a revisão das remunerações garantidas dez anos antes, na medida em que eram

previsíveis as graves consequências económicas e sociais da manutenção dos níveis de remuneração dos

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CAE e na medida em que o Estado era o acionista de controlo da EDP. A par da AdC, a ERSE propôs

modelos de enquadramento alternativos ao dos CMEC. O governo de Durão Barroso rejeitou essas propostas

e optou pelo modelo de manutenção do equilíbrio contratual.

4. Contra a premissa da manutenção do equilíbrio contratual dos CAE, que presidiu à preparação do

Decreto-Lei n.º 240/2004, este introduziu vantagens para os produtores que não decorriam daqueles

contratos. Essas vantagens foram quantificadas pela ERSE em 2017 e podem ser agrupadas em duas

categorias:

○ Vantagens para as quais os governos Durão Barroso e Santana Lopes foram alertados previamente:

■ aplicação das duas taxas à primeira fase do CMEC (período de revisibilidade);

■ ausência da verificação de disponibilidade. Nestes existe uma responsabilidade clara assente em

decisões conscientes;

○ Vantagens identificadas a posteriori:

■ aplicação do fator de correção do modelo Valorágua;

■ introdução das licenças de CO2, decorrente de legislação posterior.

○ O governo foi ainda alertado pela ERSE para a transferência para os produtores, por força do

Decreto-Lei n.º 240/2004, de opções com valor económico e estratégico e de rendas adicionais,

nomeadamente na extensão da concessão do domínio hídrico a favor da EDP (tema desenvolvido no

capítulo 2), na operação de outras centrais (capítulo 3), e ainda no pagamento de rendas pelos terrenos do

domínio público hídrico (capítulo 4).

○ Como sinaliza a ERSE, sob o atual enquadramento legal são recuperáveis os ganhos indevidos

ocorridos por efeito das práticas identificadas na nota de ilicitude emitida à EDP pela Autoridade da

Concorrência, resultante de um abuso de posição dominante da empresa entre 2009 e 2014 no mercado

de serviços de sistema, bem como da sobrecompensação identificada pela ERSE quanto ao cálculo da

disponibilidade das centrais em mercado, estimada em 285 milhões de euros, e validada por Parecer da

Procuradoria-Geral da República e por cálculos da ERSE.

5. A autorização concedida em 2004 pela Comissão Europeia para a aprovação do regime previsto no

Decreto-Lei n.º 240/2004 assenta na omissão de aspetos que flagrantemente contradizem a Metodologia

invocada na Decisão da Comissão em 2004.

6. O XVI Governo, de Santana Lopes, aprovou o Decreto-Lei n.º 240/2004 mediante autorização legislativa

da Assembleia da República, aprovada com os votos dos partidos que sustentavam o governo.

Recomendações

1. Tal como indicado pela ERSE no cálculo do ajustamento final dos CMEC, os elementos que pervertem o

objetivo legal da manutenção do equilíbrio contratual devem continuar a ser corrigidos.

2. A sobrerremuneração constituída na atribuição dos CAE à EDP e mantida pelos CMEC deve ser revista

para o período remanescente deste regime.

Capítulo 2

A prorrogação das centrais de Sines e do Pego para além do prazo do CAE

A Central Termoelétrica de Sines foi construída na década de 80, integrada no plano de construção da

zona industrial de Sines. É explorada pela EDP, sendo a central a carvão de maior potência no país, 1256 MW

(4 grupos de 314 MW).

A Central Termoelétrica do Pego, detida pelo consórcio Tejo Energia, tem uma potência de 628 MW

dividida por dois grupos, que entraram em serviço em 1993 e 1995.

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Na década de 2000 foram realizados importantes investimentos em ambas as centrais no sentido de dar

cumprimento à Diretiva 2001/80/CE, relativa à limitação das emissões para a atmosfera de certos poluentes

provenientes de grandes instalações de combustão. Assim, as unidades foram equipadas com sistemas de

dessulfurização, desnitrificação e redução de partículas.

Na sequência da legislação de 1995, a EDP e a Tejo Energia assinaram com a REN, Contratos de

Aquisição de Energia. O regime jurídico destes contratos enquadra a produção por ele abrangida no âmbito do

Sistema Elétrico de Serviço Público (SEP) e estabelece que essa atividade carece da atribuição de uma

licença de produção vinculada (cuja produção é inteiramente absorvida pelo sistema público e remunerada por

contrato).

Nos termos do Decreto-Lei n.º 182/95, as licenças de produção vinculadas têm um prazo mínimo de 15

anos (artigo 60.º) e os direitos dos detentores dessas licenças são garantidos até ao final desse período (artigo

66.º). No caso das centrais abrangidas pelos CAE, o prazo da licença corresponde ao prazo de vigência do

contrato.

Sob o Decreto-Lei n.º 240/2004, a cessação do CAE resulta na atribuição de uma licença não vinculada

(sem prazo, nem contrato de aquisição de energia com o sistema público). No caso de Sines, essa licença foi

atribuída em 2007 como um mero ato administrativo da DGEG e permitiu que, dez anos depois, findo o

período CAE e terminada a amortização da central pelos consumidores (já sob regime CMEC), a EDP

pudesse continuar a produzir em mercado sem qualquer compensação ao SEN. No caso do Pego, a Tejo

Energia recusou a cessação do CAE daquela central, cuja vigência termina em 2021.

Ao longo dos trabalhos da CPIPREPE, foi analisada a consistência da legislação de 2004 com a de 1995

em termos de equilíbrio contratual, procurando-se determinar a eventual existência de vantagem económica

desadequada, bem como a autoria e a validade legal das decisões que lhe tenham dado origem.

1. A prorrogação da central de Sines para além do prazo do CAE

1.1 As definições do CAE

Na defesa da neutralidade económica da passagem da Central de Sines do regime CAE para o regime

CMEC sem qualquer compensação ao sistema elétrico nacional, destacou-se o depoimento de Miguel Barreto,

diretor-geral de energia (2004-2009) em funções no momento da aprovação do Decreto-Lei n.º 240/2004 e

também em 2007, no momento da atribuição à EDP da licença de produção não-vinculada prevista naquele

decreto-lei.

«Não foi o diretor-geral de energia que decidiu dar uma licença sem prazo à EDP. Isso decorria da lei. A lei

não previa qualquer prazo nem tão pouco permitia que fosse fixado um prazo na licença. Também é falso que

o diretor-geral tenha dado a central à EDP. Não deu, nem podia dar. Licença nada tem a ver com propriedade

ou com remuneração da central. Se não podia dar, também não podia cobrar. É totalmente descabido dizer

que foi oferecido à EDP algo que já era seu, pelo menos, desde 1996 (…) A partir do momento em que a

Procuradoria-Geral da República emitiu o Parecer n.º 26/2017, as coisas são inequívocas. Ou seja, existia

uma cláusula no CAE, que era válida, a cláusula 26.4.2, que dizia que a REN não podia tomar posse da

central, nem sequer a podia colocar a concurso. A central era, efetivamente, da EDP. (…) O Estado, para

tomar posse daquela central, teria de expropriar a EDP e, se expropriasse a EDP, teria de a indemnizar».

(Miguel Barreto)

No entanto, uma leitura atenta do Parecer do Conselho Consultivo da PGR e dos termos do próprio CAE

não permite tal conclusão. Como a seguir se demonstra, sendo verdade que está vedada à REN a

possibilidade de, no final do contrato, lançar concurso para os grupos produtores existentes, não é verdade

que a REN não pudesse tomar posse da central, nem é verdade que, no final do contrato, concluída a

amortização, houvesse lugar a qualquer indemnização à EDP.

Segundo o referido Parecer, no regime dos CAE a continuidade da central após o fim do contrato não era

um direito da EDP. Pelo contrário, pertencia à REN a opção entre negociar com a EDP sobre as condições de

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uma eventual continuidade depois do final do contrato ou simplesmente terminar a atividade da central,

desmantelando-a e eventualmente lançando concurso para a instalação de novos grupos produtores.

Eis a leitura do CAE de Sines feita nas conclusões do parecer do Conselho Consultivo da PGR:

«19.ª No CAE de Sines, ao dispor-se sobre a futura utilização do sítio da Central, nas hipóteses de extinção

do CAE por este terminar na data prevista para o seu fim, nos termos da cláusula 25.1.3., ou por resolução

unilateral da Concessionária da RNT [REN], nos termos da cláusula 23, relativamente à totalidade da Central,

estabeleceu-se na cláusula 26.4.2. que a Concessionária só poderá utilizar o sítio para a construção de novos

grupos geradores, devendo lançar o respetivo concurso mediante decisão da Entidade de Planeamento,

esclarecendo-se que, nessas circunstâncias, fica expressamente vedado à RNT voltar a colocar a concurso a

exploração da Central com os Grupos existentes à data da cessação ou resolução unilateral do contrato, ou

explorar por si mesmo a Central.

20.ª Pretendeu-se com a cláusula em análise salvaguardar a produtora de uma tomada de decisão da

Concessionária da RNT no sentido de não propor a extensão do contrato de aquisição de energia ou recusar a

extensão proposta pelo produtor ou ainda de resolver esse contrato, mediante a invocação de situações em

que a exploração da Central Electroprodutora deixa de ser economicamente viável, com a consequente

transferência da posse da Central, com a finalidade de posteriormente se entregar a sua exploração a outra

produtora ou da Concessionária a explorar ela própria».

Em síntese, desde que a produção da central de Sines fosse viável economicamente e conforme com as

orientações do Planeamento do SEN, a central deveria permanecer em mãos da EDP. Mas não sem

condições.

«21.ª Sendo estes os objetivos da cláusula questionada, deve a mesma ser interpretada restritivamente, de

modo a dela estarem excluídas as situações em que a transferência da posse da Central Electroprodutora e

do sítio onde ela está implantada para a Concessionária da RNT ocorre, não por opção desta, mas porque a

produtora rejeitou as propostas alternativas de extensão do contrato de direito de superfície ou de

transferência da propriedade do sítio (…)».

«Com uma antecedência mínima de 5 anos relativamente à Data de Fim de Contrato, a RNT notificará o

produtor do interesse na extensão do contrato, relativamente a todos ou alguns Grupos da Central. Neste

caso, o produtor deverá responder por escrito, num prazo máximo de um mês manifestando ou não o seu

interesse em iniciar negociações nesse sentido».

(da cláusula 25.1.1 do CAE da Central de Sines, negrito do relator)

Com efeito, o CAE de Sines prevê, na cláusula 26.1.1, que, se a REN optar por não fechar a central, como

seria seu direito fazer no final do contrato, e todavia não chegar a acordo com a EDP sobre as condições de

venda do sítio ou de extensão do contrato, impõe-se a transferência da central e do seu sítio para a posse da

REN. Diz a cláusula 26.1.1:

«Na data de fim do contrato: a RNTpoderá optar, de acordo com a proposta da Entidade de Planeamento,

confirmada pela Entidade Reguladora, entre: a) tomar de imediato posse da Central e respetivo Sítio,

terminando o Contrato de Direito de Superfície e transferindo para a RNT a posse sobre as instalações e

terrenos da Central, incluindo todos os bens imóveis, sem direito a qualquer indemnização adicional por parte

do Produtor para além do previsto neste Contrato; b) propor ao Produtor a extensão do Contrato de Direito de

Superfície por um período e em condições a definir, durante o qual o Produtor poderá funcionar como

Produtor Não Vinculado; c) transferir a propriedade do Sítio para ao Produtor que passará a funcionar como

Produtor Não Vinculado».

(da cláusula 26.1.1 CAE da Central de Sines, 26 de setembro de 1996, negritos do relator)

Sobre a questão de eventuais indemnizações a pagar à EDP pelo encerramento da central, o parecer da

PGR refere que:

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«Sem prejuízo dos direitos e obrigações assumidos por qualquer das partes anteriormente ao terminusdo

contrato, no caso de resolução parcial ou total do contrato, nos termos previstos na cláusula 23, a

Concessionária da RNT ficava obrigada ao pagar, a título de indemnização, ao Produtor, o Valor Atual de

Referência do Grupo, ou Grupos, ou da totalidade da Central, tal como definido no Anexo 10 do contrato

(cláusula 26.1.2), em que se procura obter o valor residual da Central, tendo em atenção as remunerações já

satisfeitas pela Concessionária da RNT».

Ouvido na CPIPREPE, o Secretário de Estado da Energia, João Galamba, afirmou:

«A EDP pode ter tido ganhos que não foram tidos em conta na altura, mas teve-os e hoje não podemos

fazer muito em relação a isso. A capacidade negocial do Estado também não é muito grande, porque a EDP,

nesse caso, pode sempre dizer não. Ou seja, posso propor imensas coisas, posso dizer que houve um

benefício decorrente da nova licença em mercado de Sines que não foi tida em conta em 2004 quando

procurámos garantir a neutralidade. Foi mal feito em 2004, mas foi feito em 2004, consagrado num decreto-lei

em 2004 e agora é assim que as coisas são. Se me pergunta se gosto, não, não gosto, mas infelizmente tenho

de viver com essa decisão».

(João Galamba)

1.1.2 Do direito de superfície

Na preparação da cessação antecipada dos CAE, o Decreto-Lei n.º 198/2003 veio definir as condições de

transferência da propriedade e posse dos terrenos da REN afetos aos centros eletroprodutores que abastecem

o SEP. O artigo 4.º deste Decreto-Lei dispõe que a REN fica autorizada a transferir para os produtores os seus

terrenos que constituem os sítios dos centros electroprodutores termoelétricos. Refere ainda que a

transmissão abrange todos os direitos e obrigações relacionados com a propriedade e posse dos referidos

terrenos, à exceção dos direitos de superfície constituídos sobre os terrenos onde se encontram instalados

esses centros produtores.

Assim, a REN só procurou aplicar esta orientação do governo às centrais térmicas do Pego, Setúbal,

Carregado, Tunes e Tapada do Outeiro, cujos terrenos foram avaliados em 2004 para efeitos de venda ou

arrendamento, segundo regras estabelecidas na Portaria n.º 96/2004. Nestes casos, além da obrigação de

compra ou arrendamento dos terrenos, os produtores assumem o encargo com o desmantelamento das

centrais.

A Central de Sines não foi abrangida pela Portaria n.º 96/2004 pois existia desde dezembro de 1987 um

contrato de cessão onerosa de direitos de superfície, celebrado entre um instituto do Estado (o Gabinete do

Planeamento de Desenvolvimento da Área de Sines) e a EDP, válido por 40 anos, com efeitos a agosto de

1980.

Para o ex-Diretor-Geral Miguel Barreto, que aplicou a Portaria n.º 96/2004, validou avaliações realizadas

em 2004 e concretizou a venda de terrenos em 2007, a especificidade de Sines é única:

«A grande diferença deste direito de superfície, que é quase um direito de propriedade, é que dá direito à

EDP, enquanto quiser, a prorrogar, por sua iniciativa, quantas vezes quiser, ad aeternum»

Ao contrário do que assevera o ex-diretor geral Miguel Barreto, este contrato de direito de superfície está

longe de ser um direito de propriedade. Nos termos das já transcritas cláusulas 25.1.1 e 26.1.1, a REN tinha a

opção de, em 2017, determinar unilateralmente a interrupção do direito de superfície, mesmo antes do fim do

prazo contratado (2020), transferindo para a RNT a posse sobre as instalações e terrenos da central.

Esse direito de opção da REN, previsto no CAE, cessou com este em 2007. De imediato, quando ainda

faltavam treze anos para o termo da vigência do contrato de direito de superfície assinado com Gabinete da

Área de Sines (GAS, Estado), a EDP comunicou a sua intenção de o renovar.

Entretanto, a propriedade e posse dos terrenos inicialmente geridos pelo GAS tinha passado para o

IAPMEI (que os entregou à gestão da AICEP Global Parques). De acordo com o contrato original, esta

prorrogação dependeria apenas da demonstração de vontade pela superficiária, a EDP. Uma recusa pela

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parte do fundeiro deveria basear-se em «fundamento legal» ou «violação do contrato». A AICEP Global

Parques automaticamente reconheceu aquela pretensão e definiu como novo prazo o ano 2060.

1.1.3 Dos custos de desmantelamento das centrais

No seu depoimento na CPIPREPE, o presidente do conselho de administração da EDP, António Mexia,

defendeu que «no âmbito da extinção dos CAE, a EDP ficou responsável pelo pagamento dos custos de

desmantelamento». No mesmo sentido, o ex-Diretor-Geral de Energia, Miguel Barreto, argumentou:

«O CAE dava o direito a que a EDP dissesse: ‘Não quero prorrogar’ e, então, aplicava-se a tal alínea a) e a

REN tinha de tomar posse do sítio, não lhe podia tocar, não podia concursar e o consumidor português tinha

de pagar o desmantelamento todo da central. Portanto, efetivamente, aqui, em termos de equilíbrio, a EDP

quando assinou o CMEC, perdeu o direito a ver os custos de desmantelamento pagos pelo setor elétrico. Isso

é inequívoco! Em termos de equilíbrio, relativamente à assinatura do CMEC, faz com que a EDP perca o

direito de ser o setor elétrico a pagar o desmantelamento da central. E estamos a falar de um valor superior a

100 milhões de euros! (…) Lembro que a Agência Internacional de Energia estima o custo de

desmantelamento de uma central em mais ou menos 5% do investimento.»

No entanto, a passagem do SEN para a EDP da obrigação do desmantelamento da central de Sines – que

a ERSE avalia em 73 milhões de euros – não se encontra nos acordos de cessação nem no Decreto-Lei n.º

240/2004. Solicitada a demonstrar o suporte legal ou contratual dessa sua alegada obrigação, a EDP remeteu

à CPIPREPE um conjunto de documentos que em nada suporta aquela alegação.

Contra a alegação da EDP, existe ainda o precedente da central do Barreiro, que também ocupava

terrenos com direitos de superfície constituídos. Estando obsoleta à data do final do CAE, a central passou

para a posse do Estado e o seu desmantelamento foi pago pelos consumidores de eletricidade na sequência

do reconhecimento pela DGEG e pela ERSE da sua repercussão tarifária (na revisão do encargo fixo das

revisibilidades anuais dos CMEC de 2010 e 2011), num total de 3,1 milhões de euros.

Finalmente, no cenário base da avaliação económica da prorrogação da prorrogação da central de Sines, a

ERSE assume que aqueles custos – avaliados em 73 milhões de euros – não são da EDP (ainda que

apresente também o caso oposto como cenário alternativo).

Em síntese, sob o CAE da central de Sines:

– ambas as hipóteses de extensão do funcionamento da central previstas pelo CAE – mediante venda do

terreno ou extensão da produção – implicavam uma transferência de valor da EDP para a REN. É sobre essa

transferência que, no fim do CAE, se deveria «iniciar negociações» (cláusula 25.1.1);

– na ausência de acordo entre EDP e REN para uma extensão ou para a venda do terreno no final do

contrato, a REN podia interromper o direito de superfície, tomar posse do sítio e desmantelar a central; neste

caso, não haveria lugar a qualquer indemnização à EDP: tanto o CAE como o próprio direito de superfície

ligam eventuais montantes indemnizatórios ao valor residual da central (por amortizar) no momento da

resolução (igual a zero desde 2017);

– os custos com o desmantelamento da central constituem encargo do Estado;

1.2 As definições do Decreto-Lei n.º 240/2004

Ao condicionar a cessação antecipada dos CAE à atribuição de licenças de produção não vinculadas (sem

prazo) aos centros electroprodutores afetados, o artigo 14.º do Decreto-Lei n.º 240/2004 tratou diferentemente

as centrais hídricas e as termoelétricas. Às primeiras, impunha como prazo o termo da concessão do domínio

hídrico, no termos da alínea vii) do ponto 1 do artigo 4.º:

«Na hipótese de os respectivos produtores pretenderem manter a exploração até ao termo da concessão

do domínio hídrico, ao valor do CAE é deduzido o valor residual dos bens que, nos termos do respectivo título

de concessão, não devessem reverter gratuitamente para o Estado no final do contrato».

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Relativamente às centrais térmicas, não ficou prevista como contrapartida daquela possibilidade qualquer

forma de compensação adicional à prevista no Decreto-Lei n.º 198/2003 – a compra/arrendamento dos

terrenos e a passagem dos custos de desmantelamento para o produtor. Como já descrito, estas

compensações não foram exigidas a central de Sines (a única central térmica que, após o fim do CAE/CMEC

continuou a operar em mercado).

Assim, com a cessação antecipada do CAE, tendo caducado todos os direitos que este constituía, a nova

legislação não previu qualquer transferência de valor da EDP para o SEN pela operação de Sines após 2017.

«Não me apercebi, na altura (…) que o Decreto-Lei n.º 240/2004 abria essa porta [da licença perpétua para

Sines]. De qualquer forma, se está a perguntar como é que avalio, ponho as coisas nos seguintes termos: a

EDP viu remunerado o investimento que fez na central, portanto, obteve uma taxa de remuneração sobre o

investimento; todos os custos que teve foram-lhe pagos; recebeu a amortização da central; (…) recebeu a

amortização do capital; os investimentos que foram realizados na central, por imposição ambiental, foram

pagos pelos consumidores; e, no fim, a central ficou para a EDP. Se me permite esta analogia, é um

bocadinho como eu ir ao banco pedir um empréstimo para comprar casa, pago o empréstimo todo e no fim o

banco diz: «ó meu amigo, há aqui uma alínea qualquer em que nunca ninguém tinha reparado que diz que,

afinal, a casa é minha».

Paulo Pinho, assessor do ministro Carlos Tavares (2002-2004)

Logo em maio de 2004, a ERSE dedicou o ponto 12.3 do seu parecer prévio ao Decreto-Lei n.º 240/2004

precisamente aos «parâmetros e metodologia de cálculo dos CMEC e a prorrogação do prazo das licenças».

Os alertas do regulador focaram-se nas centrais hídricas e na relação entre os prazos dos contratos e licenças

(iguais e mais curtos) e os prazos da concessão do domínio hídrico (mais longos). Mas o princípio afirmado

pela ERSE no parecer aplicava-se inteiramente ao caso de Sines:

«Embora o n.º 2 [do artigo 20.º do Decreto-Lei n.º 183/95] disponha que o prazo do contrato de vinculação

deva ser igual ao prazo de duração da licença, a verdade é que o prazo de utilização do domínio hídrico é

muito superior ao prazo de duração dos contratos de vinculação.

Resulta daqui que, na prática, os termos de formulação da citada alínea [do n.º 1 do artigo 4.º do Decreto-

Lei n.º 240/2004] traduzem uma prorrogação implícita da licença de produção. Assim sendo, esta prorrogação

deve ter uma tradução económica a favor do sistema eléctrico, devendo ser levada em linha de conta na

determinação dos CMEC. A não ser assim, está-se a conferir aos produtores, sem qualquer correspondência

no sistema eléctrico, vantagens que não resultam dos CAE se estes contratos fossem cumpridos nos seus

precisos termos. Ora, para além da imediata prorrogação da licença ser questionável à luz dos princípios da

Directiva 2003/54/CE, já que não confere aos interessados igualdade de oportunidades e de tratamento, a

ausência de correspondência económica no sistema eléctrico torna este acto ilegítimo. Donde, importaria

adoptar uma disposição expressamente aplicável à prorrogação das licenças».

(Parecer ERSE ao Decreto-Lei n.º 240/2004, entregue ao governo em maio de 2004)

Assim, para a ERSE, era «questionável» a ausência de concurso para atribuição da exploração das

centrais no período adicional ao previsto no CAE. Mas a «ausência de correspondência económica no sistema

elétrico» foi antevista e severamente condenada. Este alerta não foi levado em conta no Ministério da

Economia. Em julho de 2004, com a mudança de governo, Carlos Tavares deixou a Álvaro Barreto a equipa

para a Energia e o projeto de Decreto-Lei criticado pela ERSE –, recusou na CPIPREPE a sua

responsabilidade na redação da lei:

«Daqui a um bocado o Sr. Deputado ainda vai dizer que qualquer coisa que aconteça em 2023 é porque

estava a porta aberta no Decreto-Lei n.º 240/2004… Que não é meu, atenção!…»

Carlos Tavares, Ministro da Economia (2002-2004)

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Na Comissão de Inquérito, os restantes membros do governo que prepararam (Franquelim Alves) e

aprovaram (Manuel Lencastre) o Decreto-Lei n.º 240/2004 não responderam a respeito deste tema.

«Não tenho memória de qualquer tipo de discussão sobre esse tema [operação de Sines após 2017] nem

sequer a noção de que, por via do decreto-lei que estava em discussão no meu tempo…».

(Franquelim Alves, secretário de Estado Adjunto do ministro da Economia, 2002-2004)

«Álvaro Barreto não se recorda de ter recebido qualquer alerta para o parecer da ERSE sobre o tema

CMEC. Diz que o processo legislativo vinha de trás e que o tema foi tratado pelo seu então secretário de

Estado adjunto, Manuel Lancastre».

(Observador, 16 de junho de 2017)

«Esta matéria tinha passado pelas várias entidades reguladoras que tinham dado pareceres nesta matéria

e eram pareceres grandes. (…) O XV governo [Durão Barroso] não incorporou aqueles [contributos] que,

legitimamente, entendeu não incorporar. (…) Devo ter lido a introdução, as conclusões, que é aquilo que faço

quando os documentos são muito grandes».

(Manuel Lancastre, secretário de Estado do Desenvolvimento Económico, 2004-2005)

«Em relação à questão do Eng.º Álvaro Barreto não conhecer o estudo da ERSE, só pode ser outra

surpresa. Não sei se ele terá dito isso assim. Até por uma razão simples: o Prof. Ricardo Ferreira continuou a

ser assessor do Eng.º Álvaro Barreto».

(Carlos Tavares, Ministro da Economia, 2002-2004)

No entanto, já antes dos alertas da ERSE, a «prorrogação implícita da licença de produção» citada pelo

regulador resultava evidente, em função dos novos investimentos planeados para a central. A equipa que

preparou o Decreto-Lei n.º 240/2004 estava muito informada desse processo: Ricardo Ferreira (Adjunto do

Ministro Carlos Tavares), João Conceição (assessor do Secretário de Estado Franquelim Alves) e o Diretor-

Geral da Energia, Jorge Borrego (depois substituído por Miguel Barreto), acompanharam pessoalmente a

transposição para a ordem interna das obrigações da Diretiva 2001/80/CE, relativa às emissões de certos

poluentes provenientes de grandes instalações de combustão, e foram encarregados de conduzir junto da

Comissão Europeia o processo de autorização investimentos ambientais previstos para as duas maiores

centrais a carvão, Sines e Pego.

Esses investimentos ambientais – que vieram a orçar em 320 milhões de euros no caso de Sines –

prolongaram a vida útil destas centrais muito para além do prazo do CAE e do fim da sua amortização, tendo

sido pagos e remunerados pelos consumidores. Ao invés, a outorga de licenças sem prazo que permite aos

produtores usufruir desses equipamentos por um período adicional não foi «levada em linha de conta na

determinação dos CMEC», como a ERSE defendeu junto do governo na preparação do Decreto-Lei n.º

240/2004.

Outro argumento a ponderar é aquele que foi apresentado por Miguel Barreto acerca da incorporação pelo

Estado, através da receita das privatizações, do valor da prorrogação da central de Sines:

«Esse valor económico que estava nos balanços da EDP foi atribuído em 26 de setembro de 1996 e foi

apropriado pelo Estado».

(Miguel Barreto)

Esta afirmação carece de sustentação, visto que a única informação oficialmente disponível para os

investidores que acorreram às diferentes fases da privatização da EDP era a dos documentos do planeamento

do SEN, a qual sempre enunciou o descomissionamento de Sines no final do CAE, em 2017.

«Nos relatórios de monitorização de segurança de abastecimento, a REN sempre considerou que, a partir

do dia 31 de dezembro de 2017, não havia Sines; o que havia eram novos grupos de ciclo combinado ou,

então, grupos a carvão, porque estavam reservados, por um decreto antigo, 800 MW de carvão de novas

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tecnologias de eliminação do CO2, etc., etc. Portanto, (…) a REN, a partir de 31 de dezembro [de 2017], tinha

Sines a zero. Era a informação que tínhamos! Nós não sabíamos disto!»

(Victor Baptista, administrador da REN até 2010)

«O Decreto-Lei n.º 29/2006 estabelece o princípio de que o regime que se aplica à produção ordinária é o

regime de mercado. (…) Um ano antes de se atingir o fim do prazo dos CAE devia ser organizado um

concurso público. Explicitamente, isso resulta da conjugação dos CAE — a cláusula 26.1.1. existe em todos os

CAE —, com o Decreto-Lei n.º 29/2006, verificando-se que o concurso público é mesmo obrigatório ou,

melhor, seria obrigatório.»

(Vítor Santos, ex-presidente da ERSE – 2007-2017)

A própria atribuição de uma licença sem prazo em 2007 não podia ser do conhecimento dos potenciais

investidores. Além de não ter sido comunicada à ERSE, não foi do conhecimento público nem sequer do setor,

como atestam diversos depoimentos:

«A Autoridade da Concorrência não foi chamada a pronunciar-se. Numa análise estrita de ajuda de Estado,

isso [a operação de Sines após 2017 sem compensação ao sistema] não faz qualquer sentido».

(Abel Mateus, presidente da AdC, 2003-2008)

«A REN não teve qualquer conhecimento sobre a licença de Sines! Qualquer conhecimento! Não sabíamos

da extensão… Soubemos mais tarde, claro! Já em 2012 ou 2013».

(Victor Baptista, administrador da REN até 2010)

«Não sei em que condições é que foi atribuída esta extensão e, de facto, a existência ou a falta de

contrapartidas não foi tema de que eu tivesse conhecimento na altura».

(Rui Cartaxo, adjunto do ministro da Economia, Manuel Pinho, 2005-2008)

«As empresas não pagam licenças, as licenças são todas dadas, não é?! Portanto, nesse caso, não sei

responder com exatidão, peço desculpa, posso tentar informar-me, mas as licenças de produção são dadas,

são gratuitas».

(Manuel Pinho, ministro da Economia, 2005-2008).

Em síntese, a cessação do CAE de Sines:

– não teve em conta a legislação posterior a 2004 que remetia a produção ordinária a regime de mercado

e a procedimentos concorrenciais;

– tirou à REN a capacidade de interromper o direito de superfície cedido pelo Estado à EDP;

– ocorreu em paralelo com avultados investimentos ambientais previstos no Decreto-Lei n.º 240/2004,

pagos pelos consumidores e que permitem a extensão da operação da central para além de 2017;

– ocorreu após alerta da ERSE para a ilegitimidade da prorrogação de prazos contratuais sem

compensação económica para o SEN;

– eliminou a atribuição ao SEN da responsabilidade pelo desmantelamento da central de Sines,

expressamente prevista no CAE, sem a redefinir de qualquer forma; em última análise, aquela

responsabilidade mantém-se no fundeiro do direito de superfície – o IAPMEI (Estado);

– constituiu uma nova ajuda de Estado à EDP (não comunicada à Comissão Europeia em 2004 nem

depois) e uma distorção à concorrência;

– constituiu uma vantagem para os acionistas, que, na privatização da empresa, não incorporaram nas

suas ofertas o valor desta prorrogação, que só podiam desconhecer, dado que toda a informação

disponível apontava o descomissionamento de Sines para 2017 (cf. prospetos das várias fases de

privatização; Relatórios de Monitorização da Segurança do Abastecimento até 2014).

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1.3 Valorização económica da prorrogação de Sines

A única avaliação económica da prorrogação da central de Sines conhecida publicamente é a que a ERSE

entregou ao governo, a pedido deste, em fevereiro de 2018. Essa avaliação considera a operação da central

por 8 anos adicionais, até 2025. No cenário base, o valor atualizado líquido (VAL) da prorrogação será de 951

milhões de euros. Este valor económico será afetado pela redução da isenção de ISP introduzida no

Orçamento do Estado para 2018, mas ainda assim é positivo em centenas de milhões de euros.

Segundo a ERSE, o VAL positivo da exploração da central baixa para 571 milhões de euros num cenário

desfavorável em que o carvão e o CO2 custam mais 50% e 35%, respetivamente, e em que o

desmantelamento da central, estimado em 73 milhões de euros, é reconhecido como encargo da EDP.

2. A prorrogação da central do Pego para além do prazo do CAE

Não tendo sido objeto de cessação ao abrigo do Decreto-Lei n.º 240/2004, o CAE da Central do Pego,

assinado entre a REN e a Tejo Energia mantém-se em vigor e termina a 31 de dezembro de 2021. Nestas

circunstâncias, não houve lugar à aplicação do Decreto-Lei n.º 240/2004, pelo que a licença de produção

caduca quando terminar o CAE.

Ao contrário da central de Sines, os terrenos da central do Pego foram adquiridos pelo titular da licença de

produção ao abrigo do Decreto-Lei n.º 198/2003, o que significa que houve a transmissão dos direitos e

obrigações relacionados com a propriedade e posse do terreno da central, incluindo o desmantelamento da

central.

Essa compra não resultou de necessidade imposta por cessação do CAE (que não ocorreu) mas por

simples interesse das partes, Tejo Energia e REN, que assinam em maio de 2005 um contrato promessa de

compra/venda do terreno. As mesmas partes que, simultaneamente à venda, em maio de 2007, assinaram um

«acordo de emenda» ao CAE (ammendment agreement) em que a REN renuncia a um conjunto de direitos,

desde logo o direito à reversão dos terrenos e da central no termo do CAE, e se obriga a proporcionar à

central do Pego todas as condições técnicas para a prorrogação da sua produção. Nesse acordo de emenda

ao CAE, a Tejo Energia assume os custos com seguros e os encargos do descomissionamento e

desmantelamento da central.

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«A Tejo Energia, quando adquire o terreno da central do Pego, no ano de 2005 ou de 2007, já tinha um

direito de superfície, pelo qual pagámos 27 milhões de contos, que foi pago logo à cabeça, e (…) comprou a

possibilidade de ter a propriedade [do terreno e da central] após 2021. (…) Há uma escritura pública.

Compramo-la à REN por 23 milhões de euros e assumimos o seu desmantelamento».

Beatriz Milne, CEO da Tejo Energia

Em 2004, os terrenos da central foram avaliados por duas instituições financeiras em 118 milhões de euros

e 157 milhões. Menos de um mês depois essas avaliações foram revistas em baixa para um intervalo entre

quatro e 36 milhões, acabando por ser feita a venda por 23 milhões, valor proposto pela REN e mais tarde

aprovado pelo diretor geral de energia, Miguel Barreto. A CPIPREPE não logrou esclarecer os fundamentos

dessa modificação.

Em face dos parâmetros para a avaliação dos terrenos das centrais térmicas, definidos na Portaria n.º

96/2004 e seguidos pela consultora CPU e pela Caixa BI, verifica-se que os valores avaliados refletem apenas

critérios estritamente imobiliários, não incluindo qualquer parcela relativa à central. Assim, o valor económico

da possibilidade de operar a central do Pego após 2021 nunca foi objeto de qualquer avaliação específica,

tendo a REN e a Tejo Energia assinado o acordo de emenda ao CAE, em 2007, em torno de dois valores

parciais: um presente, o do solo (23 milhões), e outro futuro, o desmantelamento da central (não avaliado

formalmente mas cujo custo a Tejo Energia estima hoje em 40 a 50 milhões de euros, cf. audição de Beatriz

Milne).

Assim, após 31 de dezembro de 2021, a Tejo Energia fica na posse dos equipamentos que compõem a

central, mas não a pode explorar porque não detém licença de produção válida. A própria empresa reconhece

que a questão da prorrogação do funcionamento da central está dependente da emissão de uma licença de

produção não-vinculada, que permita a operação futura nos termos estabelecidos no acordo de emenda ao

CAE. E que essa emissão pode ser objeto de negociação específica:

«O CAE da Tejo Energia acaba a 30 de novembro de 2021. São 28 anos, estamos agora a cumprir 25,

precisamente no mês de novembro [de 2018], a partir daí a licença expira e, portanto, não sei se iremos

continuar ou se haverá algum tipo de negociação».

(Beatriz Milne, presidente executiva da Tejo Energia)

Um elemento essencial dessa futura avaliação é relativa aos investimentos ambientais realizados na

central do Pego (e também em Sines, tal como referidos atrás). Em junho de 2007, logo após a venda dos

terrenos e a assinatura do acordo de alteração ao CAE, a ERSE alertava para que, no final do CAE do Pego,

os equipamentos ambientais pagos pelos consumidores ainda mantêm um valor relevante:

«Dado que o tempo de vida útil do equipamento ambiental não é coincidente com o tempo de vida útil do

restante equipamento da central, será necessário acautelar que, decorrido o prazo contratual previsto no CAE,

o valor real de mercado deste equipamento seja determinado e encontrada uma forma de o fazer reverter para

o SEN através das tarifas.

Com efeito, tratando-se de um CAE, era suposto, no termo da caducidade deste contrato, o centro

electroprodutor reverter para a concessionária da RNT [REN] nos termos do Decreto-Lei n.º 183/95, de 27 de

julho. Todavia, não tendo a legislação do sector elétrico recentemente publicada previsto esta situação, a

natureza desta matéria aconselha a que venha a ser adotada legislação específica que regule a eventual

revisão dos bens das centrais a operar no âmbito do Sistema Elétrico de Serviço Público vinculado ao abrigo

do citado diploma».

(carta do presidente da ERSE, Vítor Santos, ao Diretor-Geral de Energia, Miguel Barreto, 6 junho de 2007)

Conclusões

Registando a controvérsia havida sobre esta questão nos diversos depoimentos em comissão, é possível

concluir que:

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1. A Tejo Energia, nos termos do CAE, terá de negociar o quadro económico de uma eventual extensão da

operação da central do Pego para além do prazo do contrato (2021). No entanto, no caso da central de Sines,

o Decreto-Lei n.º 240/2004 possibilitou a prorrogação da sua operação para além do prazo do CAE (2017)

sem prever qualquer forma de compensação ao SEN. No cenário base usado pela ERSE, a prorrogação da

central de Sines por oito anos (até 2025) sem correspondência económica no SEN, ainda que legalmente

enquadrada, é geradora de uma vantagem para a EDP de 951 milhões de euros.

2. Quanto ao Pego, a ausência de qualquer avaliação específica sobre o valor da extensão da operação

não permite considerar a aquisição dos terrenos e a assunção do encargo do desmantelamento como

adequada compensação ao SEN. Este ponto é aliás reconhecido pela própria Tejo Energia que, na

CPIPREPE e nos termos do próprio CAE, demonstrou abertura à negociação.

Recomendações

1. O governo, tal como já fez em relação a Sines, deve solicitar à ERSE uma avaliação do valor económico

da prorrogação do funcionamento da Central do Pego;

2. Em ambos os casos, devem ser propostas negociações aos produtores para a definição das

compensações a pagar ao SEN por estas prorrogações;

3. Não havendo disponibilidade negocial ou acordo satisfatório, as soluções legislativas a encontrar devem

incluir:

a. A adequação do valor da renda paga pela cessão onerosa dos terrenos da central à recuperação

integral do valor económico da extensão (cláusula terceira, número dois, do contrato de direito de superfície:

«o preço será atualizado de acordo com as disposições legais em cada momento aplicáveis»);

b. A antecipação da cobrança integral do ISP as estas centrais e, complementarmente, de um adicional ao

ISP para os níveis de emissões destas centrais, a vigorar até à integral recuperação dos valores

correspondentes à prorrogação da operação das centrais de Sines e do Pego.

4. Quanto à recuperação pelo SEN, no momento do descomissionamento, do valor real de mercado dos

equipamentos ambientais do Pego e de Sines, pagos pelos consumidores:

Legislar no sentido da proposta da ERSE em 2007.

5. Os valores assim recuperados devem aplicar-se na eliminação do défice tarifário.

Capítulo 3

Remuneração dos terrenos da REN e extensão do prazo de concessão da RNT

1. Contexto e legislação associada

Os ativos que hoje constituem a RNT fizeram parte do Grupo EDP até à desverticalização do SEN em

1994. Nesse contexto, ficaram entregues em concessão à REN da rede de transporte de eletricidade, a gestão

global do sistema elétrico nacional e a aquisição total da energia gerada no SEN.

O Decreto-Lei n.º 183/95 atribuiu à entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte de energia

elétrica (RNT) – a REN – a utilização do domínio público hídrico (DPH) para a instalação de aproveitamentos

hidroelétricos, ficando esta autorizada a subconceder aquela utilização em contratos próprios.

O Decreto-Lei n.º 182/95 prevê que os terrenos do domínio público na posse da REN e que estejam

ocupados pelas centrais eletroprodutoras sejam remunerados através de rendas repercutidas nas tarifas

pagas pelos consumidores.

No ano 2000 o Estado concessionou à REN, pelo prazo de cinquenta anos, os ativos da RNT, nos quais se

incluíam os terrenos do domínio público hídrico. Simultaneamente, o Estado adquiriu 70% do capital da REN.

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Para a determinação do valor de aquisição do capital pelo Estado, contribuiu o valor contabilístico dos terrenos

do domínio público hídrico não afetos à exploração de centrais electroprodutoras.

É, neste contexto, que a REN a ser remunerada pelo valor de renda dos terrenos do domínio público

hídrico em regime de não-exploração, valor este que deveria ser fixado anualmente pela ERSE.

Esta situação criou, nas palavras de Cristina Portugal, presidente da ERSE, um conflito entre o regulador e

o regulado pois a ERSE (que deve determinar essa taxa) não reconhece esses ativos para efeitos de

remuneração. O regulador, em 2013, no seu parecer sobre o projeto de Portaria n.º 301-A/2013, volta a

lembrar a sua posição:

«A pretensão da REN não encontra suporte no quadro de atividades que constituem a génese da atribuição

da concessão, da qual aquela parcela constitui componente residual. A aceitação de uma taxa de

remuneração sobre os terrenos corresponderia a aceitar uma taxa de remuneração sobre a atividade de

aquisição de energia elétrica.»

Nesse sentido a ERSE fixou, durante os anos de 1999 a 2003, uma taxa de remuneração para os terrenos

do DPH correspondente a 0%.

«Eu não conseguia perceber, em primeiro lugar, porque é que um ativo que fazia parte do domínio público

hídricopertencia ao balanço da REN e, fazendo parte desse balanço, por que razão é que deveria ser

remunerado. Mais: por que razão é que, face a uma situação destas, devia ser a ERSE a estabelecer essa

remuneração?»

(Vítor Santos, presidente da ERSE 2007-2017)

O Decreto-Lei n.º 198/2003 passa a prever a remuneração anual dos terrenos dos centros

electroprodutores e do domínio público hídrico na posse da entidade concessionária da RNT, que os pode

vender ou arrendar, enquanto o Decreto-Lei n.º 153/2004 prevê que esta remuneração seja repercutida nas

tarifas dos consumidores.

«A remuneração dos terrenos não estava explícita nos CAE, portanto, ali, houve uma margem de

interpretação muito alargada, houve, naturalmente, uma pressão muito forte das empresas sobre sucessivos

governos, não foi só sobre um, foi sobre sucessivos governos — estou completamente à vontade, como sou

independente de partidos políticos para poder dizer isto. (…) O que ficou estabelecido foi que seria a ERSE

quem determinaria a taxa de remuneração dos mesmos e a ERSE determinou, então, que essa taxa seria de

0%. Se a remuneração desses terrenos é de 0%, ao abrigo do Decreto-Lei n.º 240/2004 não pode representar

um sobrecusto de 408 milhões de euros, como está referido no parecer da ERSE [Parecer da ERSE sobre o

Projeto de Decreto-Lei CMEC, Maio 2004].»

(Jorge Vasconcelos, presidente da ERSE 1997-2007)

No seu parecer ao que viria a ser o Decreto-Lei n.º 240/2004, em maio de 2004, a ERSE pronuncia-se

quanto aos sobrecustos gerados, na transição dos CAE para os CMEC, pela Portaria n.º 96/2004, que redefine

a taxa de remuneração dos terrenos e a aplica retroativamente a 1999. Segundo a ERSE, a remuneração dos

terrenos levará a 408M€ de sobrecusto, de 1999 até ao fim dos CMEC. Nesse sentido, recomenda que a

remuneração dos terrenos seja eliminada destes contratos.

A portaria retira à ERSE a fixação da taxa de remuneração dos terrenos, que passa a ser incumbência do

próprio Ministério da Economia:

«A remuneração anual deve ser calculada à taxa swap interbancária de prazo mais próximo ao horizonte

de amortização legal dos terrenos em causa, verificada no primeiro dia de cada período, divulgada pela

Reuters, acrescida de 50 basis points. Para efeitos da compensação do desvio tarifário ocorrido entre 1999 e

2003, a remuneração anual deve ser calculada à taxa de 6,5 pontos percentuais».

(Portaria n.º 96/2004)

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«A ERSE acatou, naturalmente, a decisão e passou a remunerar aqueles terrenos. Se me perguntar se

aquilo tem lógica económica, digo que não tem. (…) Foi uma medida para valorizar a empresa, porque havia

mais uma fase de privatização e havia que aumentar, por esta via, o valor da empresa».

(Jorge Vasconcelos, presidente da ERSE 1997-2007)

Em 2007, o ministro Manuel Pinho revê o regime de remuneração dos terrenos da REN com vista a reduzir

custos:

«[A remuneração anual deve ser calculada] utilizando a taxa de variação média dos últimos 12 meses do

índice de preços no consumidor [inflação], publicada pelo INE relativamente ao mês de Setembro do ano

anterior ao de amortização legal dos terrenos em causa. A taxa é aplicada a partir de 1 de Julho de 2007, para

o cálculo da compensação do valor remanescente do desvio tarifário ocorrido entre 1999 e 2003.»

(Portaria n.º 481/2007)

Já em 2010 na sequência de uma variação negativa da inflação (-0,9% em 2009) a remuneração dos

terrenos é alterada pela Portaria n.º 542/2010, passando a ser calculada:

«(…) À taxa swapinterbancária de prazo mais próximo ao horizonte de amortização legal dos terrenos em

causa, verificada no 1.º dia de cada período, divulgada pela Reuters, acrescida de 50 basis points».

Carlos Zorrinho explica as motivações do governo para a alteração ocorrida em 2010, que veio a aumentar

o valor da renda recebida pela REN:

«Eu deparei-me com uma empresa pública, de que eu tinha a tutela indireta. (…) Havia um capital não

remunerado no balanço que afetava os rácios financeiros numa altura em que a REN (…) tinha um potencial

de investimento forte – aliás, incentivámos a REN a investir no armazenamento de gás no mercado (…) e

incentivámos a REN para se expandir para fora do país (…) Era óbvio que, na decorrência da compra dos

terrenos da REN à EDP, sendo que a EDP era remunerada, a REN iria exigir uma remuneração. (…) A

compra, isto é, fazer a REN comprar estes terrenos à EDP foi um erro».

(Carlos Zorrinho)

A Portaria n.º 301-A/2013 vem introduzir a terceira alteração à Portaria n.º 96/2004, revendo em baixa a

remuneração dos terrenos hídricos. A taxa de remuneração é indexada à avaliação de desempenho da

entidade concessionária da RNT feita por auditoria (já prevista no artigo 23.º-A do Decreto-Lei n.º 29/2006,

nunca aplicado até 2014), dirigida em particular á obrigações da REN quanto à realização dos testes de

disponibilidade, ao cálculo da revisibilidade dos CMEC e ao funcionamento do mercado dos serviços do

sistema. Esta medida resulta num decréscimo de encargos relativamente aos anos anteriores. No entanto, no

seu parecer,

«a ERSE continua a achar prudente uma clarificação jurídica relativamente à possibilidade de se aplicar ao

domínio público hídrico qualquer “renda” que se destine a uma determinada empresa que, por autorização

expressa através de contrato de concessão, outorgou o seu uso.»

2. Custos imputados aos consumidores

Em 2004,o parecer da ERSE sobre o projeto de decreto-lei dos CMEC estima a remuneração retroativa dos

terrenos em 408 M€, recomendando que a remuneração dos terrenos seja excluída pelo Decreto-Lei.

Em 2006, já ao abrigo da Portaria n.º 96/2004, a remuneração retroativa dos terrenos é estimada em 228

M€, a pagar em 10 anos, elevando os custos com os terrenos em 2006 a 68 M€.

Com a Portaria n.º 481/2007, os custos anuais com a remuneração dos terrenos hídricos baixam de 56 M€

para 17 M€, o que representa um decréscimo de cerca de 70%, devido à indexação ao consumo que baixa

durante esses anos.

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Com a Portaria n.º 542/2010, existe um aumento de custos anuais de cerca de 10 M€, de 13M€ para cerca

de 24 M€.

Gráfico 4 – Evolução dos custos com os terrenos hídricos (Fonte: documentos anuais, Proveitos permitidos ERSE)

Só em 2014, com o efeito da Portaria n.º 301-A/2013, o custo com a remuneração dos terrenos volta a

descer, mantendo-se até ao ano de 2019, em cerca de 13M€ anuais. Esta portaria enuncia como objetivo

incentivar a REN a desempenhar as suas responsabilidades de modo eficiente e tabela a remuneração a

aplicar em função da nota de desempenho. O novo regime manteve este custo estável como resultado de

sucessivas auditorias anuais com nota 3, que correspondem a uma taxa de remuneração de 0,1%. A ERSE no

seu documento anual de proveitos permitidos e ajustamentos para 2019 adianta ainda que desde 2015 não

foram realizados relatórios de desempenho, pelo que assumiu uma taxa nula.

Desde 2006 até à presente data, o montante acumulado de remuneração dos referidos terrenos, totalizou

cerca de 330 milhões de euros, dos quais, segundo a REN, cerca de 76% respeitam exclusivamente à

componente de «amortização anual dos terrenos», componente esta que é aceite pela ERSE e nunca foi por

esta questionada.

Assim sendo, dos 330 milhões de euros enunciados, 79 milhões são contestados pela ERSE.

3. Extensão do Contrato de Concessão da RNT à REN por 7 anos adicionais

Em 2007 foi assinado um novo contrato de concessão da RNT à REN, com base na publicação do Decreto-

Lei n.º 172/2006. Este contrato consagrou, a título gracioso, uma prorrogação de sete anos do período da

concessão. Nesse momento, 30% da REN pertenciam à EDP, que por sua vez era já detida a 70% por capital

privado.

O valor económico desta prorrogação de prazo não foi apurado pela CPIPREPE. Todavia, a título

indicativo, é possível referir que esta prorrogação representou um acréscimo na ordem de 16% ao prazo inicial

de concessão.

Conclusões

1. Os consumidores de eletricidade pagaram cerca de 330 milhões de euros à REN, a título de custo de

interesse económico geral, para remunerar a posse pela empresa de terrenos do domínio público.

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2. No contexto da desintegração vertical do Grupo EDP, a REN pública adquire o estatuto de

concessionária dos terrenos do domínio público hídrico.

3. Como sempre assinalou a ERSE, não haveria justificação para a remuneração da REN – empresa

100% estatal – pela detenção deste ativo público. A introdução desta remuneração teve como única

justificação a valorização da REN na perspetiva da privatização parcial da empresa, que teve lugar em 2007.

4. A constante alteração dos critérios e níveis desta remuneração conduziu a grandes oscilações ao longo

dos anos, tendo chegado a registar valores negativos, o que levou a grande instabilidade e falha nas

estimativas dos impactos tarifários.

5. Na atual situação, a alteração em 2014 da definição legal do objetivo deste custo de interesse

económico geral (CIEG) – que deixou de ser simples remuneração do ativo para passar a constituir estímulo à

sua gestão eficiente –, não modifica a opção de fundo: remunerar a concessionária dos terrenos do domínio

público hídrico pela posse desses terrenos, mantendo nas tarifas um CIEG sem legitimidade: os consumidores

pagam a um operador 100% privado pela detenção nos seus ativos de um ativo do domínio público.

6. Os acionistas da REN (Estado e EDP privada) beneficiaram em 2007 de uma extensão gratuita do prazo

de concessão da RNT por sete anos adicionais e sem qualquer contrapartida conhecida, em vésperas da

privatização parcial da empresa naquele ano. O valor económico deste benefício não está determinado,

podendo, no caso do Estado, ter-se refletido na receita da subsequente privatização e sendo, no caso da EDP,

acumulado como mais-valia.

Recomendações

1. Eliminação da remuneração do ativo líquido dos terrenos estabelecida pela Portaria n.º 301-A/2013.

2. Apurar o valor económico da extensão gratuita do prazo de concessão da REN.

Capítulo 4

Remuneração da Produção em Regime Especial

1. Introdução

No âmbito da adoção de políticas destinadas a incentivar a produção de eletricidade através da utilização

de recursos endógenos renováveis ou de tecnologias de produção combinada de calor e eletricidade, foi

criada a Produção em Regime Especial (PRE).

A partir de 2001, a União Europeia reconheceu a necessidade de apoio ao desenvolvimento da produção

de energia de fonte renovável. Esta orientação foi seguida por Portugal, conduzindo à previsão legal de

regimes de remuneração garantida, entre eles o das feed in tariffs (FIT), concedidos à produção de energia

proveniente, entre outras, de fontes eólica, biomassa e fotovoltaica.

A tarifa feed-in incorpora todos os custos evitados por montantes equivalentes de instalação de potência

em energias convencionais, custos de investimento, operacionais, ambientais e de perdas na rede. Acresce

que a energia produzida por estas centrais entra na rede de transporte e distribuição antes de todas as outras,

isto é, as suas vendas estão garantidas ao valor da FIT. Esta dupla proteção e aquele diferencial entre preço

de mercado e tarifa subsidiada originam custos suportados pelo sistema energético e pelos consumidores que

não são visíveis na taxa de remuneração do investimento realizado pelos produtores de renováveis.

Hoje, Portugal tem cerca de 8.1 MVA de potência instalada em regime de PRE (ver tabela seguinte). A

energia eólica é dominante neste regime, representando cerca de 70% de toda a PRE.

Fonte Potência Instalada (MVA)

Biogás 77.24

Biomassa 150.28

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Fonte Potência Instalada (MVA)

Cogeração 976.89

Cogeração Renovável 463.84

Eólica 5,648.85

Fotovoltaica 295.94

Hídrica 423.76

Resíduos Sólidos Urbanos 94.76

Fonte – Portal da ERSE (dados de Outubro 2018)

A primeira fase de crescimento da energia eólica em Portugal dá-se entre 2001 e 2002, quando são

atribuídos direitos de ligação à rede de parques eólicos num total de 2300 MW. Mais tarde, o Decreto-Lei n.º

33‐A/2005 introduziu alterações legais ao quadro remuneratório, atualizando fatores para o cálculo do valor da

remuneração garantida, estabelecendo um prazo considerado suficiente para permitir a recuperação do

investimento efetuado e o cumprimento da expectativa dos promotores quanto ao seu retorno económico.

No caso das centrais eólicas, o Decreto-Lei n.º 33-A/2005 definia que esta remuneração era aplicável

apenas aos primeiros 33 GWh entregues à rede (por megawatt de potência instalada) e por um limite máximo

de 15 anos. No quadro deste diploma, o Ministério da Economia e Inovação lançou um concurso público

internacional em Junho de 2005 para a atribuição de 1600 MVA. A primeira fase do concurso, ganho pelo

consórcio ENEOP, obrigava a que fosse criado um cluster industrial associado à produção de aerogeradores.

É hoje amplamente reconhecido que estas políticas de incentivo às energias renováveis, em particular as

FIT, foram importantes para promover investimentos em tecnologias que o país precisava de desenvolver com

vista a atingir metas ambientais.

Porém, considerando o peso do sobrecusto da PRE (a diferença entre a tarifa garantida à produção

renovável e o preço do mercado grossista) na componente de custos de interesse económico geral incluída na

tarifa paga pelos consumidores, a CPIPREPE procurou averiguar a adequação destas FIT e a eventual

existência de rendas excessivas paga à PRE.

Assim, a CPIPREPE discutiu duas questões principais: 1) as taxas de rentabilidade asseguradas aos

produtores através das FIT; 2) no caso da produção eólica, a eventual existência de ganhos dos produtores

decorrentes de maior eficiência da tecnologia aplicada, resultantes de atraso no licenciamento e construção de

parques eólicos.

Para além destes pontos, foi ainda dada especial atenção aos impactos tarifários, presentes e futuros, do

Decreto-Lei n.º 35/2013 que assegura à produção eólica garantias de preços por mais alguns anos. A este

ponto é dedicado o capítulo 11 deste relatório.

2. Taxas de rentabilidade na PRE

Em 2012, o relatório produzido no âmbito da aplicação da medida 5.15 do Memorando de Entendimento

com a troika concluiu que existe uma renda excessiva paga na fatura energética aos produtores de

eletricidade abrangidos pela PRE. O relatório preparado pelo então Secretário de Estado Henrique Gomes,

apoiado em estudos das consultoras Cambridge Economic Policy Associates (CEPA) e A.T. Kearney, veio

quantificar um valor de 113 M€/ano respeitante a rendas excessivas pagas à PRE. Deste montante, 54M€/ano

dizem respeito às centrais eólicas e 42 M€/ano às centrais de cogeração. O documento contabiliza esta renda

excessiva a partir da diferença entre as taxas de rentabilidade e o custo médio ponderado do capital (em

inglês WACC) da atividade.

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Na mesma linha, o relatório da ERSE intitulado «Instrumentos para a participação da oferta e da procura na

gestão do SEN», publicado em 2018, veio calcular a taxa interna de rentabilidade (TIR) das centrais com tarifa

garantida, verificando que esta se encontra muito acima dos respetivos WACC, em contraste aliás com a TIR

das centrais térmicas que vão a mercado.

(Taxas de rentabilidade apresentadas no Relatório Instrumentos para a participação da oferta e da procura na gestão do SEN, ERSE)

Para o regulador, os mecanismos de tarifa garantida são hoje uma forma de distorção da concorrência, na

medida em que atribuem níveis de sobrecompensação implícitos muito acima do restante mercado.

«Subsistem, na realidade nacional, situações distintas:

1. Por um lado, os produtores com remuneração garantida ou enquadrada por um mecanismo legal ou

regulatório, apresentam genericamente valores da TIR superiores aos respetivos WACC, ou, quando muito,

valores aproximados. No caso específico dos PRE com tarifa garantida, os valores das TIR estão muito

claramente acima dos WACC da atividade ou tecnologia.

2. Por outro lado, para os produtores em regime de mercado, concluiu-se pela existência de um

‘desincentivo’ à própria operação no caso das tecnologias térmicas, na medida em que observam TIR

inferiores aos correspondentes WACC. Para os restantes casos – centrais hídricas ou solares fotovoltaicas –

os valores de TIR e WACC estão relativamente alinhados.»

(Relatório ERSE, Outubro de 2018, Instrumentos para a participação da oferta e da procura na gestão do

SEN)

Carlos Pimenta, chairman do fundo Novenergia (detentor da Generg até 2019), acredita que a rentabilidade

dos projetos eólicos em Portugal está em linha com o que é praticado no resto da Europa. A prova disso, é

que as tarifas praticadas em Portugal são semelhantes à de outros países:

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«Se um parque eólico recebe, em Portugal, uma tarifa que, no momento em que ganhou o concurso, é

equivalente à que foi dada na Alemanha ou na Itália, como é que pode ser mais rentável do que na Alemanha

ou na Itália, se o outro fator que pesa a seguir é o dinheiro e se o custo do dinheiro aqui é mais caro? Não

pode! Não pode!»

Na sua alocução à CPIPREPE, Carlos Pimenta justifica ainda a adequação das FIT pagas aos produtores

eólicos em Portugal com o argumento de que os processos de atribuição de potência eólica resultaram de

concursos:

«O que é que todos estes processos têm em comum? Um, não houve nenhuma atribuição de eólica que

não tivesse sido feita transparentemente em processo concursivo. Esses processos concursivos foram sempre

muito disputados. (…) Nenhum dos processos concursivos lançados em nenhum dos governos — do PS, do

PSD, de todos — teve alguma vez contestação. Nenhum deles!»

(Audição Carlos Pimenta)

O presidente da EDP-Renováveis, João Manso Neto, admite que a rentabilidade das centrais eólicas da

empresa situadas em Portugal é mais elevada do que a das centrais noutros países. Porém, rejeita uma

comparação direta, uma vez que, alega, as centrais eólicas da EDP em Portugal correspondem a projetos

promovidos de raiz, enquanto os parques eólicos da EDP em outros países foram adquiridos em fases mais

avançadas, portanto com menos margem de lucro.

«Por que é que Portugal é mais rentável que outros? Por duas razões muito simples: primeiro, porque a

EDP, em Portugal — como em Espanha, aliás —, começou mais cedo, fez o que se chama greenfield,

enquanto, nos outros países, muitas vezes, teve de comprar e desenvolver numa segunda fase e não há um

prémio de compra que reduz a margem de lucro; e, segundo, porque Portugal também tem um custo de capital

mais alto, portanto, a rentabilidade tem de ser mais alta. Portanto, a dimensão é a certa.»

(Audição João Manso Neto)

António Sá da Costa, presidente da associação dos produtores de energia renovável (APREN), dá o

exemplo do concurso ganho pela ENEOP, para sublinhar que as tarifas praticadas nem sempre correspondem

a uma rentabilidade do promotor eólico e que muitas traduzem também o financiamento de instrumentos de

política económica e industrial do país:

«Quando fomos obrigados a ir a concurso com um fabricante único tivemos de ter um aerogerador que

nuns sítios era melhor e noutros era menos bom, mas ele teve de montar a fábrica e só veio fazê-lo com duas

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condições: teria de fornecer uma determinada quantidade de máquinas e tem de estar cá instalado por um

período de 17 anos. E teve de montar a fábrica, arranjar os terrenos e isso teve custos. Isso foi uma medida

acertada? Foi uma medida acertada do ponto de vista do país, mas tem os custos de uma política económica.

(…) Quem é que «pagou o pato»? Acaba sempre por ser o consumidor, mas fomos nós quem se adiantou».

(Audição António Sá da Costa)

3. Eventuais ganhos dos produtores decorrentes de atrasos no licenciamento

O segundo ponto discutido na CPIPREPE quanto a eventual sobrerremuneração da PRE diz respeito a

eventuais ganhos obtidos pelos produtores eólicos resultantes de atrasos no licenciamento e construção de

parques eólicos. Segundo Autoridade da Concorrência (AdC) e a ERSE, o decurso de vários anos, por

responsabilidades próprias ou alheias ao produtor, entre a fixação da tarifa feed-in nos concursos e a efetiva

entrada em funcionamento dos parques eólicos, tem proporcionado aos produtores ganhos de eficiência

tecnológica que não estavam previstos aquando da definição da tarifa no concurso.

Este assunto parece ser identificado pela primeira vez no parecer da AdC à Proposta de Tarifas e Preços

para a Energia Eléctrica e outros Serviços em 2012 e aos Parâmetros para o Período de Regulação 2012-

2014 apresentados pela ERSE. Diz o parecer da AdC de 2011:

«No caso da energia eólica, permitiu-se que os investimentos em parques eólicos concluídos até meados

de 2009 continuassem a beneficiar de uma tarifa definida em 2001, tarifa essa que não teve em conta as

descidas dos custos de investimento por unidade instalada ou os ganhos de eficiência verificados na

tecnologia eólica – i. e.: a tarifa poderá ter ido além do que era suficiente para incentivar o investimento. A

comparação entre o tarifário antigo – superior a 95 €/MWh e o tarifário definido no concurso eólico de 2006

Fase A e 2007 Fase B – na ordem dos 72 €/MWh – e de 2008 Fase C – onde chegaram a ser observados

tarifários inferiores a 60 €/MWh – é demonstrativa da ineficiência do tarifário antigo de que beneficiam mais de

2/3 dos parques eólicos em atividade».

(Parecer da Autoridade da Concorrência à Proposta de Tarifas e Preços para a Energia Eléctrica e outros

Serviços em 2012 e Parâmetros para o Período de Regulação 2012-2014)

No relatório «Instrumentos para a participação da oferta e da procura na gestão do SEN»,de outubro de

2018, a ERSE chama também a atenção para este tópico. O regulador distingue dois fenómenos: 1)

desfasamento (favorável aos produtores) entre a evolução das FIT e a dos custos de investimento em centrais

eólicas; 2) a insensibilidade da FIT à prorrogação de licenças sem entrada em produção. No segundo caso,

haveria uma vantagem dos produtores em causa em relação àqueles produtores que, em iguais

circunstâncias, iniciam imediatamente a instalação do parque. A ERSE dá o exemplo das licenças atribuídas a

parques eólicos após 2001 e a centros de produção fotovoltaica após 2007:

«A revisão em baixa de algumas tarifas em certos segmentos, não acompanhou em intensidade a

diminuição verificada dos custos de investimentos decorrentes da evolução tecnológica, o que se refletiu num

incremento significativo das TIR desses investimentos e na diferença entre os custos nivelados e as tarifas

garantidas. Este efeito também ocorre quando existe um grande desfasamento temporal entre o momento da

obtenção da licença de produção, enquadrada num determinado regime remuneratório, e o momento em que

produtor entra em exploração, em resultado de prorrogações do prazo da licença de produção. Com este

desfasamento, ao manter a FIT do regime remuneratório em que obteve a licença de produção, o produtor

pode beneficiar de uma diminuição dos custos de investimentos, face aos que estão subjacentes ao cálculo da

FIT desse regime remuneratório particularmente se este desfasamento coincidir com zonas da curva de

aprendizagem com declive acentuado. Tal verificou-se no caso do segmento de produtores eólicos licenciados

ao abrigo do Decreto-Lei n.º 339-C/2001, de 29 de dezembro, entrados em exploração após 2010 e do

segmento de produtores fotovoltaicos licenciados nos termos do Decreto-Lei n.º 225/2007, de 31 de maio,

entrados em exploração entre 2012 e 2015, com FIT acima de 200€/MWh.»

(Relatório ERSE, Outubro de 2018, Instrumentos para a participação da oferta e da procura na gestão do

SEN)

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João Peças Lopes, que presidiu ao concurso para atribuição das licenças eólicas em 2005, reconhece que

na primeira década do século XXI as diferenças tecnológicas dos aerogeradores são muito significativas e

que, de facto, os concursos poderiam ajustar as tarifas feed-in aos ganhos tecnológicos para os novos

entrantes:

«Um gerador eólico em 2005, 2006, de 1MW custaria 1 400 000 € e teria uma produtibilidade na casa das

2400 horas, num bom sítio, num sítio razoável. Hoje, esse mesmo aerogerador, e até com requisitos técnicos

adicionais, custa 800 ou 900 mil euros, e tem uma produtibilidade superior às 3000 horas. (…) O que poderia

ter sido feito era termos tido uma revisão das tarifas, mas, deixe-me dizer, para os novos entrantes. Ter uma

revisão dos mecanismos de tarifa feed-in para os novos entrantes, porque, à medida que o processo

tecnológico foi evoluindo, naturalmente que os preços de investimento baixaram. Essa, sim, é a lição que

podemos tirar do passado. E devíamos tê-lo feito, ou seja, devíamos ter introduzido naquelas fórmulas

horríveis um mecanismozinho para ajuste da remuneração, mas, continuo a dizê-lo, para os novos entrantes,

não para aqueles que já estão.»

(Audição João Peças Lopes)

Aníbal Fernandes, ex-presidente do consórcio da ENEOP, acredita que os atrasos na exploração não

constituem manobra de especulação por parte dos promotores e defende que, por estes terem contratos

assinados e responsabilidades a cumprir com a banca, é do seu interesse que a exploração entre em

funcionamento o mais cedo possível:

«Não há nenhum promotor eólico que tenha — só de for, de facto, masoquista — interesse em dilatar os

seus prazos de execução. (…) Ele fez o plano de negócios, na altura, com o banco, isto foi aprovado pelo

banco e não por conselho de administração. Isto foi um project finance. Estas coisas não são feitas em cima

do joelho! Os bancos olham para o plano de negócios e dizem se dão o dinheiro ou não — 80% do dinheiro

dos parques eólicos foi financiado em project finance, em alguns até mais, com 85%!»

(Audição Aníbal Fernandes)

António Sá da Costa, presidente da APREN, também desvaloriza os ganhos com o atraso da entrada em

exploração e argumenta que o valor dos investimentos, contratualizado no momento dos concursos, não pode

ser alterado. Contudo, reconhece que, para o mesmo valor de investimento, há um ganho na rentabilidade

pela via do aumento da produção com a incorporação de tecnologia mais avançada (cuja disponibilidade pode

ser consequência do atraso da entrada em operação), realça que as tarifas feed-in só se aplicam até a um

limite máximo de energia:

«A rentabilidade vai aumentando? Vai. Mas como eu disse há bocadinho, e é preciso ter isso presente, a

tarifa é garantida por uma quantidade de energia elétrica. Portanto, se a máquina produz mais… Tem é menos

tempo de tarifa garantida, porque a tarifa só é apoiada para os primeiros 33 GWh por megawatt instalado. Se a

máquina tem 2200 horas, é 15 anos; se a máquina tem 3300 horas, só tem o apoio durante 10 anos. É preciso

ter isto em consideração».

(Audição António Sá da Costa)

As afirmações de António Sá da Costa não refutam as opiniões da AdC, da ERSE e de Peças Lopes. Ao

atingirem mais cedo o limite de 33 GWh produzidos por megawatt instalado, terminando a FIT original, as

centrais não cessam de existir. Seja sob o regime previsto no Decreto-Lei n.º 33-A/2005, seja no oferecido

pelo Decreto-Lei n.º 35/2013 (analisado no capítulo 11 deste relatório), as centrais eólicas continuam a

beneficiar de garantias de preço por um período adicional de 5 a 7 anos, o que, considerando a fase da sua

amortização nesse momento, assegura a sua rentabilidade.

Conclusões

1. O crescimento da PRE, nomeadamente através de mecanismos de tarifa garantida, deveu-se à

necessidade de, por objetivos ambientais e de independência energética, incentivar o investimento em

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produção de eletricidade a partir de fontes de energia endógenas e renováveis. Após quase duas décadas do

início da produção renovável em Portugal, pode concluir-se que as FIT das renováveis provocaram um

aumento dos valores pagos nas faturas da eletricidade.

2. A existência deste sobrecusto deve-se essencialmente a três componentes: 1) a primeira corresponde a

um esforço necessário para atingir metas ambientais e de independência energética. Não teria sido possível o

nível de penetração renovável que hoje existe no sistema eletroprodutor português sem mecanismos de

incentivo como as FIT; 2) a segunda componente, como defende a ERSE, diz respeito às elevadas taxas de

rentabilidade pagas aos promotores, que correspondem aos custos do investimento (maturação tecnológica e

nível de risco) no momento da definição das tarifas; 3) a terceira componente resulta da inclusão nas FIT de

custos do domínio da política industrial, como é o caso da criação do cluster associado ao fabrico de

componentes de aerogeradores, custos que, pela sua natureza, são típicos encargos do Estado e não dos

consumidores de energia.

3. Não existe consenso sobre o peso relativo destas três componentes do sobrecusto, mas é claro que

todas elas resultam de decisões políticas tomadas por vários governos, sobretudo entre 2001 e 2007. Hoje

podemos dizer que esta decisão trouxe benefícios ao país (ambientais, de criação de empregos, de redução

do preço da eletricidade no mercado grossista). As taxas de rentabilidade no setor tiveram um impacto na

evolução dos valores fatura dos consumidores domésticos, sobre quem recai o sobrecusto da PRE.

Recomendações

1. Solicitar à ERSE o desenho de possíveis medidas que, de forma proporcional, permitam a recuperação

pelo SEN das vantagens obtidas pelos produtores por efeito da rigidez da FIT face aos ganhos de eficiência

resultantes da demora da entrada em produção;

2. Consideração desta experiência nas regras de futuros concursos, na prevenção de atrasos e das suas

consequências sobre as características económicas dos projetos.

Capítulo 5

Dívida e diferimentos tarifários, mais-valias da sua titularização

Em 1995, o Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de julho, «estabelece as bases da organização do Sistema

Eléctrico Nacional (SEN)», no seguimento de profundas reestruturações no setor. No mesmo dia, o Decreto-

Lei n.º 187/95, de 27 de julho, «cria a Entidade Reguladora do Sector Eléctrico» (ERSE), «uma entidade com

marcadas características de independência», para «estabelecer mecanismos explícitos de regulação», por

forma a «suscitar a desejada confiança nos operadores do mercado e a criar um quadro regulamentar estável

e equilibrado».

O artigo 4.º deste Decreto-Lei estabelece que «compete à Entidade Reguladora, ouvida a Direcção-Geral

de Concorrência e Preços, a preparação e emissão do Regulamento Tarifário», que deverá estabelecer, entre

outros, «os critérios e métodos para formulação e fixação de tarifas e preços para a energia eléctrica». O

mesmo artigo estabelece ainda os princípios que deverão orientar este Regulamento Tarifário de onde se

destaca que «O valor global resultante da aplicação das tarifas e preços a clientes finais em baixa tensão (BT),

não pode, em cada ano, ter aumentos superiores à taxa de inflação esperada para esse ano”; “o valor dos

custos não reflectidos nessas tarifas e preços pode ser repercutido», sem prejuízo da manutenção de um

aumento inferior à taxa de inflação, «nas tarifas e preços dos anos seguintes, num máximo de cinco».

Decreto-Lei n.º 187/95 – primeira legislação sobre diferimentos tarifários

Em janeiro de 1997 é efetivamente constituída a ERSE e em 15 de setembro de 1998 é publicado o

primeiro Regulamento Tarifário, que concretiza e detalha os princípios enunciados no Decreto-Lei n.º 187/95,

de 27 de julho, nomeadamente, o seu artigo 40.º, estabelece o mecanismo de limitação do aumento da tarifa

(à taxa de inflação), e institui, pela primeira vez, uma remuneração da possível dívida, à taxa de juro LISBOR a

três meses acrescida de 0,5%.

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As primeiras tarifas são publicadas para o ano de 1999, e até 2005 as tarifas têm sempre aumentos anuais

inferiores à taxa de inflação prevista para cada ano, não existindo, portanto, défice tarifário. Apenas no final de

2005, na definição das tarifas a aplicar em 2006, o mecanismo de limitação previsto tem efeitos práticos pela

primeira vez, como se verá mais à frente.

Decreto-Lei n.º 172/2006 – preparação do Mibel, termina limitação a aumentos de tarifa

No contexto da liberalização do mercado elétrico, este diploma «desenvolve os princípios gerais relativos à

organização e ao funcionamento do sistema elétrico nacional (SEN), aprovados pelo Decreto-Lei n.º 29/2006,

de 15 de fevereiro».

Um dos aspetos de maior relevo do Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, é o levantamento do limite

ao aumento anual das tarifas de eletricidade à taxa de inflação, prevendo apenas no artigo 62.º que «as

disposições do Regulamento Tarifário devem adequar-se à organização e funcionamento do mercado interno

da electricidade».

Recorde-se que a Diretiva 2003/54/CE estabelecia que «as entidades reguladoras nacionais deverão

desempenhar um papel activo no sentido de garantir que as tarifas de compensação não sejam

discriminatórias e reflictam os custos».

De relevar que no final do ano anterior, na definição das Tarifas para 2006, o mecanismo de limitação de

acréscimos em Baixa Tensão (BT) previsto no Decreto-Lei n.º 187/95, de 27 de julho, teve pela primeira vez

efeitos práticos, criando assim um défice tarifário.

Figura 2 – Fonte: ERSE – Proposta Tarifas 2006

Com efeito, como se pode observar no quadro constante da Proposta de Tarifas de 2006 elaborada pela

ERSE no final de 2005, o aumento das tarifas de BT foi limitado a 2,9%, a taxa de inflação prevista para

aquele ano, quando os proveitos permitidos nas várias atividades geravam um aumento de 14,51% no

Continente, por exemplo. Esta limitação criou um défice tarifário global de 335 M€, que no contexto da

legislação então em vigor deveria ser repercutido na tarifa e preços dos anos seguintes, num máximo de 5.

Na sua audição na CPI, o então presidente da ERSE, Jorge Vasconcelos afirma ter sinalizado ao governo

de José Sócrates o problema tarifário que se avolumava:

«O diálogo com o XVII Governo sobre estas questões não foi em finais de 2006, tinha sido já em 2005,

porque em 2005 se tinha colocado, pela primeira vez, a situação de termos um aumento de tarifas superior à

taxa prevista de inflação (…) cerca de 14,4%, em termos médios, para 2006, o que ultrapassava a inflação

prevista, que, salvo erro, era de 2,3%.

O que é que a ERSE fez? Aplicou a lei, limitou o aumento das tarifas a 2,3% e alertou os consumidores, as

empresas, o Governo, a Assembleia da República para esta situação. Era evidente — e é uma questão de

pura lógica — que, não sendo feito nada, a situação do final de 2005 ia repetir-se em 2006. Ela foi apenas

mitigada em 2005, mas, se tudo se mantivesse igual, esta situação ia-se repetir em 2006.

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Durante o ano não foram tomadas medidas para resolver este problema, aquilo que foi feito foi uma

transposição tardia da diretiva de 2003, que, em Portugal, só se fez em 2006 e, entre outras coisas, aboliu-se

o teto da inflação (…).

(…) Portanto, não houve dias, houve um ano inteiro para tomar as decisões úteis de forma a podermos

evitar aquela situação. A verdade é que essas decisões não foram tomadas.»

Decreto-Lei n.º 237-B/2006 – previstos os diferimentos dos sobrecustos com PRE, CMEC e CAE

«Nunca se partiu para nenhuma negociação com os produtores no sentido de reduzir a tarifa. Isso é um

facto. Não tenho memória de alguma vez essa hipótese ter sido posta. Isso levar-nos-ia para um processo

negocial muito demorado e precisávamos de uma solução imediata, porque as tarifas iam entrar em

funcionamento em janeiro de 2007 e o anúncio [do aumento de tarifas pela ERSE] foi feito a 15 de outubro de

2016».

(Audição de Castro Guerra, Secretário de Estado Adjunto da Indústria e da Inovação, 2005-2009)

A ERSE apresenta a sua proposta para as tarifas e preços de eletricidade para 2007. Como se pode

observar na tabela abaixo, constante desta proposta, a ERSE previa um aumento de 14,4% para

consumidores de BT, que incluía o abate de 1/3 do défice tarifário acumulado.

Figura 3 – Fonte: ERSE – Proposta de tarifas e preços 2007

Face ao impacto público da proposta tarifária da ERSE, o governo é obrigado a pronunciar-se e, num

primeiro momento, o secretário de Estado Adjunto da Indústria e da Inovação, António Castro Guerra, ainda

procura sustentar a proposta do regulador. As suas declarações públicas – «este défice tem de ser pago por

quem o gerou. (…) São os consumidores que devem este dinheiro, não é mais ninguém» – geram intensa

polémica:

«Em outubro de 2006, eu disse uma frase infeliz a propósito da energia, quando houve aquele [anúncio de]

grande aumento de 15,7%. Acho que começou aí o início do envolvimento mais intenso, operacional também,

do ministro na área da energia».

(Audição de Castro Guerra, Secretário de Estado Adjunto da Indústria e da Inovação, 2005-2009)

No mesmo dia em que se registam essas declarações do secretário de Estado, 18 de outubro de 2006,

realiza-se no Ministério da Economia uma reunião para debater a proposta da ERSE.

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«É dessa reunião em que estavam a EDP, a REN, a ERSE, a Direção-Geral de Energia e Geologia, e o

Gabinete, enfim, toda a gente, que nasce um programa de trabalho. Um dos trabalhos que o Sr. Ministro deu à

EDP e à REN, nessa reunião, foi o de preparar uma resolução do Conselho de Ministros que fizesse o

corolário dessas medidas. (…) Tenho ideia de que a questão dos 6% [de aumento da tarifa] estava nessa

versão inicial da resolução do Conselho de Ministros. Só que, entretanto, em dezembro, foi publicado o

Decreto-Lei n.º 237-B/2006, que impõe o défice, e esse era urgentíssimo. Portanto, esse decreto-lei do

alisamento tarifário dos 6% é publicado antes da resolução do Conselho de Ministros, já não fazia sentido nela

incluir essa cláusula».

(Audição de Miguel Barreto, Diretor-Geral de Energia 2004-2009)

A reação do governo ao anúncio da ERSE instala uma pressão política que desencadeia, sob Manuel

Pinho, um programa que vai bem além do diferimento de custos.

«Como se recordarão da tal história dos 15% de que se falou há bocado, havia um risco de a tarifa subir

muito. Então, uma das maneiras de, a curto prazo, baixar a tarifa ou evitar que ela subisse, era implementar os

CMEC, que permitiriam um alisamento dos custos».

(Audição de João Manso Neto, administrador da EDP desde 2006)

«[Outra] solução que também estava ligada aos CMEC, e que acabava por ser uma solução virtuosa, era a

seguinte: vamos, então, assumir a prorrogação do domínio hídrico e vamos negociar uma compensação para

diminuir esse défice tarifário».

(Audição de Miguel Barreto)

No preâmbulo do Decreto-Lei n.º 237-B/2006, de 18 de dezembro, o Governo refere:

«Nesta proposta verifica-se que, da conjugação entre a ausência de limite ao aumento tarifário para os

consumidores em baixa tensão, a recuperação do défice tarifário em três anos e, ainda, os demais fatores que

intervêm na formação das tarifas iriam resultar aumentos tarifários excessivamente bruscos, especialmente na

baixa tensão normal. Os aumentos propostos, a verificarem-se, teriam impactes negativos, tanto ao nível da

inflação como do poder de compra dos consumidores».

Com base nesta justificação, o Decreto-Lei prevê uma série de medidas, entre as quais se destaca:

● A título transitório, as tarifas para 2007, aplicáveis aos consumidores BT, não podem ter um aumento

superior a 6% (o défice de 2006 não é repercutido e cria-se um novo défice de 2007).

● O período de recuperação do défice tarifário é alargado de 3 para 10 anos.

● O défice tarifário é remunerado à taxa Euribor a 3 meses acrescida de 0,5% (antes 0,25%).

● Possibilita a transmissão a terceiros dos direitos de crédito associados ao défice tarifário e aos

ajustamentos anuais entre o valor dos proveitos permitidos e os efetivamente faturados.

De referir que nesta abertura à possibilidade de titularização, perdeu-se a lógica contemplada no Decreto-

Lei n.º 240/2004 para os CMEC, que previa que a taxa de juro a aplicar seria a menor entre a remuneração

inicial, estipulada no Decreto-Lei, e a obtida na operação de titularização (ver capítulo 1, ponto 2.8 sobre a

titularização da parcela fixa dos CMEC). Assim, qualquer ganho que pudesse advir da titularização de dívida

tarifária ou diferimentos de sobrecustos fica integralmente no comercializador de último recurso (a EDP), sem

qualquer partilha com o sistema elétrico. De notar ainda que o diploma é omisso em relação à

responsabilidade pelos custos incorridos na montagem e manutenção de possíveis operações de titularização.

A publicação deste Decreto-Lei e a fixação administrativa das tarifas para 2007, pelo Governo, levou à

demissão do então presidente da ERSE, Jorge Vasconcelos, que na sua carta de demissão escreveu:

«Uma vez que as tarifas incluem não apenas os custos inerentes à produção, transporte, distribuição e

comercialização de energia eléctrica, mas também custos de natureza política, cujo aumento é de longe o

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mais significativo, teria sido possível reduzir parte desses custos, com benefício real para os consumidores.

Contudo, entendeu o Governo não proceder a qualquer redução de custos, antes impondo, por via legislativa,

às tarifas de baixa tensão do sistema público um limite administrativo de 6%, não sustentado em qualquer

lógica económica interna ao sector eléctrico e apenas justificado por “Os aumentos propostos, a verificarem-

se, teriam impactos negativos, tanto ao nível da inflação e do poder de compra dos consumidores».

Em março de 2008, a EDP completa a sua primeira titularização de dívida tarifária, relativa aos défices de

2006 e 2007. Desta titularização resultou numa pequena mais-valia de 1M€, que a EDP absorveu por inteiro.

Decreto-Lei n.º 165/2008 – o maior diferimento tarifário de sempre

Alegando a preocupação com a volatilidade tarifária e o objetivo de promover «uma tendencial estabilidade

tarifária num ambiente de concorrência no sector energético, enquanto forma de proteção dos interesses

económicos dos consumidores no âmbito do acesso aos serviços de interesse geral relacionados com a

energia eléctrica», o Governo publica o Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto, que cria um regime de

repercussão tarifária excecional.

O artigo 2.º estabelece que, «sempre que se verifiquem condições que a ERSE, de modo fundamentado,

considere excepcionais e susceptíveis de provocar variações e impactes tarifários significativos», cabe à

ERSE propor ao governo condições da repercussão dos custos que delas resultem, podendo o titular da pasta

da energia repercutir esses custos ao longo do período máximo de 15 anos.

A nova lei prevê a possibilidade de titularização, total ou parcial, destas diluições temporais excecionais,

mas os custos destas operações de titularização são suportados pelas entidades interessadas na cedência,

não podendo ser repercutidos nas tarifas. Os direitos transmitidos mantêm-se, mesmo em caso de insolvência

ou cessação da atividade da entidade cessante: o novo titular continua a recuperar os montantes em dívida

até ao seu integral pagamento.

No seguimento deste Decreto-Lei é publicado o Despacho n.º 27677/2008, de 29 de outubro, que aprova o

diferimento de custos proposto pela ERSE no quadro da «situação excecional da atual conjuntura nos

mercados de combustíveis fósseis, suscetível de gerar acréscimos desproporcionadamente elevados nas

tarifas de venda a clientes finais que, como tal, poderiam representar um risco sistémico que afetaria o

equilíbrio de preços em todo o mercado retalhista». Segundo o Despacho, «o elevado valor dos referidos

custos justifica a adopção de um período de repercussão tarifária suficientemente longo, que se estabelece em

15 anos e se inicia em 1 de Janeiro de 2010». A remuneração da dívida assim gerada «reflecte as actuais

condições de mercado para a obtenção de um financiamento com um prazo de maturidade equivalente ao

período de recuperação dos montantes em causa»: a taxa Euribor a 3 meses acrescida de 0,9%.

São assim diferidos os custos relativos aos ajustamentos positivos dos CMEC em 2007 e 2008 – ou à sua

estimativa, no caso de 2008 –, bem como os sobrecustos da PRE estimados para 2009. Estes dois

diferimentos geraram um défice de 1723M€, o maior aumento anual de dívida tarifária registado até hoje.

Titularização com partilha de ganhos – a exceção que confirma a regra

O Despacho n.º 27677/2008, feito sob proposta da ERSE, introduz uma cláusula singular – aplicada

apenas aos diferimentos previstos neste mesmo despacho – que garante um ganho para o consumidor em

caso de titularização em condições favoráveis, e só se favoráveis. Com efeito, o n.º 6 prevê que no caso de

ocorrer cessão de direitos de crédito, se o valor líquido recebido pela EDP for superior ao valor daqueles

montantes que se encontrem em dívida à data da respetiva cessão, então metade da mais-valia deve ser

repercutida para redução das tarifas.

No seguimento deste despacho, a EDP decide titularizar ambos os diferimentos do ano seguinte. As

operações ficam muito próximas do valor líquido em dívida, gerando, num caso, uma menos-valia e, no outro

caso, uma mais-valia. O n.º 6 do Despacho foi cumprido: a primeira foi integralmente assumida pela EDP e

metade da segunda foi entregue ao sistema elétrico para abater às tarifas.

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É também interessante notar que esta mais-valia só ocorre no seguimento da publicação do Despacho

5579-A/2009, a 16 de fevereiro, que vem alterar o spread dos diferimentos estipulados no Despacho n.º

27677/2008 de 0,9% para 1,95%. Por si só, esta «correção» seria justificada, até para viabilizar a titularização,

uma vez que a remuneração destes diferimentos devia traduzir a expectativa sobre o custo de financiamento.

A mudança do spread acompanha o agravamento da situação nos mercados financeiros naqueles meses,

considerando as regras de elegibilidade e valorização de valores mobiliários como ativos de garantia em

operações de política monetária do Eurossistema.

Uma vez mais, como já referido, estava em causa um valor significativo, 1723M€, e as condições de

mercado parecem justificar este ajustamento. O aspeto relevante é que se trata de um movimento de sentido

único: quando se deterioraram as condições de financiamento, a remuneração foi ajustada, refletindo-se nas

tarifas e preços. Posteriormente, face à melhoria dessas mesmas condições, não existiram decisões políticas

de correção. Assim, os ganhos sistemáticos gerados pela evolução do mercado entre o momento da fixação

da taxa de remuneração e o momento da sua titularização, foram sempre integrados nos lucros da EDP, em

detrimento dos consumidores, como veremos mais à frente.

Decreto-Lei n.º 78/2011 – O diferimento de custos como prática generalizada

Este Decreto-Lei, que procede à segunda alteração ao Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, adita-

lhe o artigo 73.º-A, que prevê a repercussão tarifária intertemporal dos sobrecustos com a aquisição de

energia a produtores em regime especial. Institui assim a repercussão tarifária intertemporal destes

sobrecustos como um mecanismo regular, por oposição ao regime de exceção anteriormente previsto no

Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto.

Destacam-se as principais características:

● Repercussão tarifária a 5 anos;

● Taxa de remuneração a ser definida por portaria;

● Suscetível de ser transmitida nos termos previstos no Decreto-Lei 237-B/2006, de 18 de dezembro, mas

também no artigo 5.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto (que prevê a garantia de

reconhecimento dos direitos dos novos titulares).

Em relação à possibilidade de transmissão dos direitos de crédito, de notar que continua a ser facultativa,

sem qualquer cláusula que preveja qualquer capacidade de interferência do governo no processo seja em que

momento for, e que se ignora por completo a possibilidade de partilha de mais-valias estabelecida no

Despacho n.º 27677/2008, regressando à lógica de absorção integral dos potenciais ganhos pela entidades

cessante.

Esta questão é especialmente relevante quando conjugada com a taxa de remuneração estabelecida. Em

outubro desse ano, a Portaria n.º 279/2011 estabelece a metodologia de cálculo da taxa de remuneração

aplicável a este regime de repercussão tarifária intertemporal. A fórmula é dada por:

RDSPRE = RF + RDP × θ

em que:

RDSPRE — taxa de juro a aplicar à parcela dos sobrecustos com a produção em regime especial a

recuperar no prazo de cinco anos a partir do dia 1 de janeiro do ano a que dizem respeito os proveitos

permitidos, nos termos do Regulamento Tarifário da ERSE;

RF — taxa de juro sem risco, correspondendo às yield das obrigações do tesouro alemãs a cinco anos,

subtraída do prémio de risco refletido nos credit default swaps dessas obrigações, determinada com base na

média dos seis meses anteriores à data de início da aplicação das tarifas associadas ao diferimento dos

sobrecustos com a produção em regime especial;

RDP — prémio de risco da dívida do comercializador de último recurso no mercado financeiro refletido,

designadamente nos credit default swaps relativos aos financiamentos a cinco anos do grupo empresarial que

integra o comercializador de último recurso, determinada com base na média dos seis meses anteriores à data

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de início da aplicação das tarifas associadas ao diferimento dos sobrecustos com a produção em regime

especial;

θ — fator [definido pelo titular da pasta da Energia no governo], entre zero e a unidade, a aplicar ao prémio

de risco da dívida associado ao grupo empresarial que integra o comercializador de último recurso, tendo em

conta a necessidade de promover a sustentabilidade económica e social da repercussão tarifária dos custos

de financiamento do sector.

A decisão de acompanhar o custo de financiamento das empresas com o intuito de garantir o equilíbrio

económico-financeiro das atividades reguladas mereceu o parecer positivo da ERSE e nada tem de

preocupante. Porém, as condições para a titularização destes montantes não preveem a eventual inversão da

tendência adversa nas condições de financiamento, nem considera o perfil de reduzido risco destes cashflows

– tal como já se argumentou aqui e em diversos depoimentos na CPIPREPE. Esse perfil densificou-se aliás

com a garantia prestada pelo artigo 5.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto, que veio assegurar os

direitos creditórios dos novos titulares, mesmo em caso de insolvência ou cessação de atividade da entidade

cessante.

Figura4 – Fonte: ERSE – Tarifas e preços 2012

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Como é possível observar no quadro em cima, esta nova metodologia de cálculo da taxa resultou, para

2012, numa estimativa, à data da proposta das tarifas, de 5,5%, a maior taxa de remuneração aplicável para

as várias repercussões tarifárias intertemporais em vigor em 2012 (já somando as taxas Euribor com os seus

spreads, para cada caso, como é possível verificar). Na realidade, no cálculo final, feito no início de 2012, esta

taxa fixou-se em 6,32%.

Na sequência destas decisões, em 2013, quando as condições de mercado melhoram, a EDP titulariza

cerca de 70% do diferimento do sobrecusto da PRE de 2012 (valores da ERSE) com a sua maior mais-valia

até à data – 50M€ (valores dos seus Relatórios e Contas), que constitui lucro integral da EDP.

Esta mais-valia reflete por um lado a evolução positiva do mercado e a dificuldade da fórmula em

acompanhar essa movimentação, uma vez que esta avalia as condições de financiamento médias nos 6

meses anteriores à sua aplicação, em particular no período de tempo que decorre entre a fixação da taxa e a

titularização, e por outro, o prémio implícito de um cashflow de risco reduzido remunerado ao custo de

financiamento de uma atividade que naturalmente tem mais risco. Este fenómeno foi sendo replicado com os

vários diferimentos anuais de sobrecustos da PRE com mais-valias substanciais para a EDP.

Sob o Memorando, o debate do diferimento de custos

Na sequência da assinatura do Memorando de Entendimento com a troika, em maio de 2011, a tutela da

Energia inicia um processo negocial com os produtores de eletricidade com vista ao cumprimento das medidas

previstas naquele documento, nomeadamente a redução dos Custos de Interesse Económico Geral.

Logo em agosto de 2011, a EDP apresenta em reunião com o Secretário de Estado da Energia a sua

proposta, sinalizando a disponibilidade da EDP para financiar em 1200 milhões de euros um conjunto de

medidas que vem propor, considerando «importante, que, simultaneamente, seja definido um enquadramento

que remunere adequadamente estes créditos pelo custo de capital da empresa e se criem as condições para a

securitização dos elevados montantes em causa». Com efeito, as medidas propostas pela EDP procuram

evitar cortes permanentes de custos (exceto no sobrecusto das cogerações com mais de 15 anos),

substituindo-os por diferimentos temporais, nomeadamente do sobrecusto da PRE, da revisibilidade dos

CMEC de 2012 e 2013 e da interruptibilidade.

Na sequência das conversações posteriores, a EDP remete em 4 de outubro de 2011 uma nova proposta,

em que refere «aceitar» uma taxa de juro da dívida tarifária correspondente aos títulos de dívida pública

alemães acrescida de 5%. A EDP propõe ainda a alteração das regras para a titularização dos CMEC

estabelecidas no Decreto-Lei n.º 240/2004, que prevê que a taxa utilizada para o cálculo dos encargos

financeiros da anuidade do valor inicial dos CMEC (7,55%) seja revista em caso de titularização do respetivo

montante, passando nessas circunstâncias a ser aplicada a menor das duas taxas (5,22% na portaria de

2007). Em outubro de 2011, a EDP propõe ao governo uma redução da taxa 7,55% para 6,5%, em troca da

perda do direito do sistema de beneficiar de uma taxa mais baixa em futuras titularizações.

Analisando as propostas da EDP em carta enviada ao ministro Álvaro Santos Pereira, o secretário de

Estado Henrique Gomes considera que o diferimento do sobrecusto da PRE «deveria ser a última medida a

utilizar no ajustamento das tarifas, minimizando a criação de nova dívida, e não como primeira solução que

torna desnecessária qualquer outra. A perspectiva da EDP não é essa, porque com a aplicação deste

mecanismo resolve o problema do curto prazo (a sua perspectiva de sustentabilidade no longo prazo é vã) e

ainda ganha com a remuneração do financiamento da dívida».

Quanto à taxa desta remuneração, Henrique Gomes esclarece o ministro que a proposta do governo à EDP

foi diferente da que a EDP veio «aceitar», nomeadamente uma taxa de remuneração baseada na taxa de juro

sem risco, correspondente às «yielddas obrigações de tesouro alemãs a 5 anos, subtraída do prémio de risco

reflectido nos Credit Default Swaps dessas obrigações, determinada com base na média dos últimos seis

meses, acrescida de 5%». O Secretário de Estado estranha que «a EDP argumente que essa taxa se situa

abaixo do custo actual de financiamento, quando um dos argumentos apresentados em defesa da não

perturbação do processo de privatização foi precisamente a possibilidade de acesso a financiamento com

custos muito baixos».

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Finalmente, a revisão da taxa da componente fixa dos CMEC para 6,5%, proposta pela EDP em

contrapartida do direito a absorver os ganhos resultantes da titularização daquelas anuidades, é considerada

por Henrique Gomes «uma tentativa de aproveitamento do momento de pressão sobre os preços da

electricidade, uma vez que se consubstancia no abdicar pelo sistema de uma opção, e correspondente valor,

de que hoje dispõe».

Decreto-Lei n.º 109/2011 – avança o diferimento de custos

No final de 2011, depois do aumento da taxa de IVA para a taxa máxima – dez pontos acima da taxa

intermédia de 13% indicada no Memorando de Entendimento – e visando evitar «o efeito prejudicial que o

aumento brusco da factura de electricidadeteria no relançamento da economia e nas condições da população

em geral», o Governo considerou «necessário diferir, excepcionalmente, o ajustamento anual do montante da

compensação referente a 2010 devido pela cessação antecipada dos contratos de aquisição de energia»,

previsto no Decreto-Lei n.º 240/2004, na sua redação à data, sendo repercutido nos proveitos permitidos de

2013. O diploma previa ainda uma taxa de remuneração igual à taxa Euribor a 12 meses acrescida de um

spread de 2%.

O diferimento do sobrecusto com a PRE de 2012, por si só, já representava um aumento da dívida tarifária

de 939M€. Este diferimento adicional representava mais 141M€. A este respeito, no parecer do Conselho

Tarifário (CT) para as tarifas e preços de 2012 constam as seguintes considerações:

«O CT, no seu parecer do ano anterior, procurou alertar explicitamente que a trajetória dos CIEG [Custos

de Interesse económico Geral] assumida ao longo dos últimos anos poderia pôr em causa a própria

sustentabilidade do setor se nenhumas medidas de redução estrutural a estes custos fossem equacionadas e

aplicadas. (…) Efetivamente, na ausência de qualquer medida de redução dos CIEG’s, o diferimento legislativo

de uma parcela relevante dos seus custos visou evitar uma variação tarifária muito significativa em 2012. A

esse propósito, o CT não pode deixar de recordar que os consumidores finais já impactaram o choque do

expressivo aumento do IVA, com um acréscimo na sua fatura na ordem dos 16% a partir de 16 de outubro de

2011.

Considera assim o CT que é particularmente gravosa a ausência de qualquer medida legislativa com o

objetivo de reduzir, de forma estrutural, os CIEG’s no setor elétrico.

Reitera, assim, o CT o seu apelo à ERSE para que esta promova as necessárias diligências junto das

entidades competentes para a necessidade de medidas visando garantir a sustentabilidade do setor, evitando

medidas pontuais e isoladas de diferimento de encargos».

Nos comentários ao parecer do CT, refere a ERSE:

Apesar da generalidade dos CIEG decorrer de decisões que extravasam a competência do regulador, a

ERSE tem vindo a alertar para o impacte da evolução destes custos, apelando à ponderação das decisões no

que respeita à introdução e revisão de medidas no âmbito dos CIEG. As diligências para uma maior

sensibilização e reflexão do impacte que estas medidas podem causar, estão em linha com as posições da

ERSE, que tem aproveitado para manifestar a sua preocupação, sempre que lhe é solicitado parecer.

Decreto-Lei n.º 256/2012 – surge o fator de sustentabilidade da EDP

A 28 de abril de 2012, um mês depois da demissão do secretário de Estado Henrique Gomes, o seu

sucessor, Artur Trindade, e o ministro da Economia, Álvaro Santos Pereira, fecham com a EDP um acordo

visando a redução da taxa de juro da componente fixa dos CMEC, de 7,55% para 4,72%. Esta alteração

resultou numa redução dos custos com a parcela fixa dos CMEC de cerca de 14 Milhões de Euros por ano, um

total acumulado de 205 milhões de euros de redução, que se traduz num valor atualizado líquido total de

120M€ reportado a julho de 2012.

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Como já se referiu neste relatório, o documento informal que fixou esse acordo nunca foi publicado nem

comunicado ao regulador. Entre as contrapartidas então aceites pelo governo, estava a revisão da taxa de juro

aplicada aos montantes diferidos, nos seguintes termos:

«a) Para os montantes abrangidos pelo artigo 73.º-A do Decreto-Lei n.º 78/2011 e que estejam em dívida

e/ou sejam gerados entre 1-01-2013 s 31-12-2016, a taxa de juro deverá reflectir o custo marginal (all in)

suportado pela EDP em operações de mercado grossista de prazos equivalentes realizadas nos últimos 6/12

meses anteriores a 1 de janeiro de cada ano. Caso não haja operações de mercado nessas circunstâncias de

volume/número significativos procurar-se-iam proxies de mercado com efeito equivalente (CDS, cotação

mercado secundário); b) Compromisso de não aprovação das novas condições financeiras abaixo do custo

marginal da EDP».

(Acordo EDP-Ministério da Economia, 12 de abril de 2012)

O então Secretário de Estado, Artur Trindade, referiu na sua audição na CPIPREPE que todas as medidas

deste acordo, mesmo quando individualmente consideradas, eram positivas para o SEN e que, nessa medida,

teria adotado qualquer uma delas, ainda que fora do quadro do acordo mencionado.

No final do ano, em novembro, é aprovado o Decreto-Lei n.º 256/2012. O preâmbulo situa o seu contexto:

«Encontra-se em curso a adoção de um conjunto de medidas que visam travar, a médio e longo prazo, a

tendência de crescimento dos diversos custos que oneram a fatura final de eletricidade, bem como o aumento

contínuo e exponencial do défice tarifário. A curto prazo é, porém, necessário conjugar a implementação

destas medidas com a adoção de outras soluções, que permitam manter as tarifas de eletricidade em valores

adequados e comportáveis para os cidadãos, famílias e empresas em geral».

O decreto prevê os diferimentos – novamente apresentados como «excecionais» – dos ajustamentos

anuais dos CMEC de 2011 e 2012 (previsional no segundo caso). As taxas de remuneração são remetidas

para portaria e a cedência dos direitos de crédito é prevista nos mesmos termos do Decreto-Lei n.º 237-

B/2006.

Em conjunto com o diferimento dos sobrecustos da PRE de 2013, ao abrigo do mecanismo de alisamento

quinquenal do Decreto-Lei n.º 78/2011, estas três medidas representam um acréscimo de dívida tarifária de

1109 M€ (valor da ERSE).

A este respeito, o Conselho Tarifário (CT), no seu parecer às tarifas e preços de 2013, refere o seguinte:

«Além da insignificativa expressão da renegociação do sobrecusto dos CMEC, o CT sublinha,

adicionalmente, que a proposta é omissa quanto às medidas de intervenção no sobrecusto da PRE-FER (para

além do alisamento quinquenal disposto no Decreto-Lei n.º 78/2011). Tendo em conta que se trata da maior

fatia dos CIEG, não pode deixar de se considerar surpreendente essa omissão, dadas as diversas referências

públicas a um acordo com a associação representativa dos interesses do setor respetivo.

Não pode, assim, deixar o CT de enfatizar a desproporção entre as medidas de redução de encargos

anunciadas e razoavelmente previsíveis (150 milhões de euros [em 2013]), e as medidas legislativas de (mero)

diferimento de um montante substancial de CIEG (1109 milhões de euros).

Estando o CT ciente de vários atos legislativos concretizados, aprovados em sede de Conselho de

Ministros ou anunciados que incidem sobre os CIEG (não só em 2013, mas também nos anos subsequentes)

que tanto tem condicionado a evolução das tarifas na última década, seria muito útil para os agentes do setor,

em particular para os consumidores, uma clara explicitação de como se pretende assegurar a eliminação da

dívida até 2020 e a sustentabilidade setor».

Em abril de 2013, a Portaria n.º 146/2013 atualiza a fórmula de cálculo da taxa de remuneração da dívida

tarifária em linha com o estabelecido no acordo entre a EDP e o governo no ano anterior. O preâmbulo da

Portaria preconiza que, diante da «evolução das condições dos mercados financeiros, verifica-se a

necessidade de compatibilizar a metodologia de cálculo prevista na Portaria n.º 279/2011, de 17 de outubro,

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por forma a não comprometer o equilíbrio-económico financeiro das atividades reguladas (…) mediante a

introdução de um fator de sustentabilidade da empresa».

Em concreto, é introduzido um parâmetro gama na fórmula:

Este novo parâmetro gama garante que a taxa reflete a diferença entre o custo de financiamento estimado

(soma de Rf com Rdp) e o custo de financiamento efetivo da EDP nos 6 meses anteriores (ponderando taxas

de juro de capitais alheios ou de obrigações de cupão fixo em mercado secundário) e refletindo os encargos

com a contratação do financiamento do diferimento intertemporal dos proveitos permitidos.

Mais ainda, esta portaria altera o valor do parâmetro teta, aumentando-o de 0,85 para 0,97, mitigando

consideravelmente o seu efeito promotor da sustentabilidade económica e social da repercussão tarifária dos

custos de financiamento do setor.

Tal como a Portaria n.º 279/2011, de 17 de outubro, o objetivo de aproximação ao custo de financiamento

da EDP numa altura adversa nos mercados financeiros, parece, por si só, razoável. Esta visão da

aproximação total ao custo de financiamento da EDP inclui uma mitigação significativa do fator de

sustentabilidade do SEN (de 0,85 para 0,97). No entanto, ao conjugar esta aproximação com as condições

previstas para a titularização (já aqui detalhadas), não é devidamente acautelada a sustentabilidade da dívida

tarifária a médio-longo prazo. Não há disposição legislativa que contemple uma evolução positiva do mercado.

Não há espaço para renegociação, ou para ter um papel na decisão da titularização ou ainda para obter

alguma vantagem que daí advenha. E isto num cenário em que a taxa a vigorar ao longo do período

quinquenal é fixa, não acompanha qualquer movimentação do mercado, ao contrário de taxas de remuneração

estabelecidas anteriormente que eram indexadas à Euribor.

Como já aqui foi mencionado, o mercado evolui positivamente e a EDP tira partido desse facto titularizando

uma parte considerável da dívida tarifária que detinha, e em particular a referente aos alisamentos quinquenais

dos sobrecustos da PRE, remunerados à taxa aqui descrita, obtendo mais-valias significativas – 50M€ em

2013, com a PRE de 2012, ainda ao abrigo da fórmula anterior, e 187M€ com os diferimentos dos sobrecustos

das PRE de 2013 a 2017 (valores da EDP). Estes valores foram incorporados por completo nos seus lucros,

uma vez que estas mais-valias já são líquidas de encargos com montagem e manutenção das operações de

titularização.

Na concretização do Decreto-Lei n.º 256/2012, a remuneração dos dois diferimentos nele previstos é fixada

pela Portaria n.º 145/2013, de 9 de abril. A taxa anual para os sobrecustos com CMEC é fixada em 5%; para

os sobrecustos com CAE, é 4%.

Estas taxas foram fixadas e publicadas apesar das objeções apontadas pela ERSE. No seu parecer de

fevereiro de 2013 pode ler-se:

«… considera-se que os valores considerados para esta taxa são elevados, não apenas face ao risco

associado a estes títulos e plasmado, por exemplo, nas yields das obrigações da EDP, bem como face ao

procedimento seguido pelo Governo no ano anterior para uma situação semelhante. No que diz respeito ao

primeiro ponto, tem-se observado uma diminuição significativa das yields das obrigações da EDP. O quadro

que se segue ilustra este facto, evidenciando que as taxas propostas na Portaria não refletem o risco

atualmente associado ao custo de financiamento destas empresas.

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Por outro lado, o risco associado a este diferimento não pode assumir um risco igual ao do financiamento

do conjunto das atividades da EDP e da REN, tendo em conta que a recuperação destes montantes está

enquadrada legalmente.

Este facto pode explicar que em 2011 o Decreto-Lei n.º 109/2011, de 18 de novembro, que também diferiu

os ajustamentos anuais determinados nos termos dos sobrecustos com os CMEC, neste caso, relativos a

2010, de modo a serem recuperados nas tarifas de 2013, tinham implícita uma taxa substancialmente inferior

ao custo médio de financiamento desse ano. Registe-se que, ao contrário do Decreto-Lei n.º 256/2012, o

Decreto-Lei n.º 109/2011 não remeteu para uma posterior Portaria a definição da taxa a aplicar aos encargos

financeiros associados a este diferimento. Este diploma define a taxa a aplicar como sendo igual à média da

taxa Euribor a 12 meses verificada em 2011, acrescida de um spread de 2%. O valor desta taxa correspondeu

a cerca de 4%, tendo em conta que em 2011 a média da taxa Euribor a 12 meses foi de 2,008%.

A aplicação da mesma regra para o diferimento dos sobrecustos CAE, que contempla o mesmo horizonte

temporal, levaria a aplicação de uma taxa de 3,1% (em 2012 a média da taxa Euribor a 12 meses foi de

1,1%)».

Decreto-Lei n.º 32/2014

Em 2014, uma vez mais, o Governo, visando suster a evolução tarifária no setor elétrico a curto prazo,

recorre ao diferimento da repercussão nas tarifas de 2014 do montante não repercutido do ajustamento anual

dos CMEC referentes ao ano de 2012, a ser repercutido, em partes iguais, nos proveitos permitidos de 2017 e

2018. Este diferimento representa um acréscimo na dívida tarifária de 250 M€. A sua remuneração é remetida

para portaria, sendo estabelecida mais tarde na Portaria n.º 500/2014, de 16 de junho, em termos em tudo

idênticos aos da Portaria n.º 146/2013, de 11 de abril, sob parecer da ERSE expressando objeções a uma taxa

de 5%.

Pese embora não tenha apresentado objeções à Portaria n.º 146/2013, de 11 de abril, e à respetiva

metodologia da fórmula de cálculo da taxa de remuneração, a ERSE refere desta feita que “entende ser

necessário uma revisão da taxa estabelecida na proposta de Portaria por forma a garantir que o custo

financeiro associado ao diferimento reflita adequadamente as condições vigentes nos mercados financeiros e

deste modo, seja neutro para o SEN". Acrescenta ainda que:

«Na primeira abordagem, a análise foca-se no risco percebido pelos agentes de mercado para a dívida da

EDP, observável na evolução nos mercados secundários das yields das obrigações desta empresa emitidas

em euros. Deverão preferencialmente ser consideradas maturidades compreendidas entre o final de 2017 e o

início de 2018, tendo em conta que o período médio de recuperação do montante diferido é de 48 meses, a

contar a partir do mês de janeiro de 2014. Existem dois empréstimos obrigacionistas nesta situação, para os

quais se tem dados associados a transação dos títulos nos mercados secundários. No cálculo do valor médio

das yields desses empréstimos poderão ser seguidas duas abordagens, que passam por considerar: i) o

primeiro trimestre do corrente ano, tendo em conta os custos de oportunidade destes títulos que atualmente se

verificam no mercado secundário, ii) o semestre anterior ao da criação da dívida, porque as necessidades de

financiamento deste montante surgem antecipadamente ao diferimento.

No primeiro caso, as médias das yields diárias das obrigações da EDP são:

• 2,5%, com maturidade em setembro de 2017;

• 3,3%, com maturidade em junho de 2020.

No segundo caso, as médias das yieldsdiárias das obrigações da EDP – Energias de Portugal, SA, são:

• 3,8%, com maturidade em setembro de 2017;

• 3,9%, com maturidade em junho de 2020.

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Assim, se for considerado o risco percebido pelos agentes nos mercados secundários para as obrigações

da EDP, as taxas praticadas são inferiores à taxa de 5% estabelecida na proposta de Portaria.

Pese embora o facto da evolução das yields das obrigações nos mercados secundários ser um bom

indicador do risco percebido pelos agentes para estes títulos, poderá não ser o indicador mais preciso para

avaliar qual o custo associado à necessidade de obtenção imediata de um determinado financiamento.

Tomando assim por base a estimativa do custo de financiamento do montante em causa para o grupo EDP,

importará observar os cupões das mais recentes emissões obrigacionistas deste grupo em euros, para

maturidades posteriores a 2017, que foram:

• 4,875% em setembro 2013, que corresponde a uma emissão com maturidade de setembro 2020, para

um montante de 750 milhões de euros.

• 4,125% em novembro 2013, que corresponde a uma emissão com maturidade de novembro 2021, para

um montante de 600 milhões de euros.

Estas últimas taxas são superiores às taxas mencionadas na abordagem anterior. Contudo, a taxa definida

na proposta de Portaria é superior às taxas referidas nas duas abordagens apresentadas anteriormente.

Sublinhe-se que as análises efetuadas não tiveram em conta, por uma questão de simplificação, nem com

o risco específico desta operação que beneficia da chancela legislativa e regulatória, nem com os custos

associados ao processo de financiamento propriamente dito».

No seguimento deste parecer crítico da ERSE à proposta de portaria de fixação de uma taxa de 5%, o

Governo publica antes a Portaria n.º 500/2014, de 16 de junho, que, como já referido, estabelece uma

metodologia de cálculo da taxa de remuneração em tudo semelhante à estabelecida na Portaria n.º 146/2013,

de 11 de abril e onde são incluídos os aspetos metodológicos referidos pela ERSE. O resultado da aplicação

dessa metodologia para este diferimento é uma taxa de 5%.

A titularização deste diferimento, em dezembro de 2014, gera uma mais-valia líquida para a EDP de 11M€.

Evolução

Tal como já aqui foi amplamente notado, várias entidades foram manifestando a sua preocupação com a

evolução anual da dívida tarifária, desde o Conselho Tarifário (CT) da ERSE, à própria ERSE, e até o

Governo, referindo-o nos preâmbulos dos vários diplomas legislativos que acabaram por contribuir para essa

mesma dívida.

Para uma melhor perceção dos montantes que foram sendo gerados com os diplomas legislativos aqui

referidos e para uma perspetiva do seu avolumar, veja-se o gráfico relativo à evolução anual da dívida tarifária

e sua composição.

Para uma análise do seu impacto nas tarifas e preços da energia elétrica, veja-se o gráfico com a evolução

anual do serviço da dívida tarifária, para o mesmo período, discriminado entre amortização e juros. Segue-se

um outro gráfico com a composição dos juros, onde fica bem patente a relevância dos diferimentos da PRE, e

onde se observa a comparação da sua remuneração em contraste com emissões de dívida da EDP no mesmo

ano.

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Evolução anual da dívida tarifária e sua composição

Figura 5 – Fonte: EDP (com base nos documentos anuais das tarifas e preços para a energia elétrica da ERSE)

Figura 6 – Gráfico do autor (Dados da ERSE)

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Figura 7 – Fonte: ERSE

A propósito desta evolução o CT da ERSE, no seu parecer no final de 2013, às tarifas e preços para 2014,

cria uma secção específica para a discussão da dívida tarifária e serviço da dívida (mantida até à data), onde

tece os seguintes comentários:

«As preocupações evidenciadas, reiteradamente, pelo CT no que a evolução dos CIEG’s diz respeito,

encontram a sua natural repercussão na trajetória assumida pela dívida tarifária no setor elétrico.

Embora o CT reconheça que os diversos mecanismos de diferimento e/ou alisamento de custos utilizados,

com frequência, nos últimos anos tenham evitado uma significativa subida nas tarifas dos consumidores no

próprio ano, também não pode deixar de exprimir a sua apreensão pelo volume e trajetória assumida.

A própria evolução, associada, do serviço da dívida, ou seja, a amortização e juros, atingem em 2014,

valores muito significativos: mais de 150 milhões de Euros só em juros, num total de quase 1000 milhões de

Euros a recuperar nas tarifas».

O CT voltou a manifestar preocupações muito semelhantes no parecer do ano seguinte, em particular com

a trajetória crescente da dívida e com os mais de 200 milhões de euros pagos em juros. Apenas no final de

2015, e «face à trajetória descendente iniciada na Proposta de Tarifas para 2016, o CT regista os sinais que

indiciam a sustentabilidade do sistema elétrico nacional».

A respeito da remuneração da dívida, o ex-secretário de Estado Artur Trindade apresentou na CPIPREPE o

gráfico que se segue, com o intuito de ilustrar que a adoção de uma metodologia consistente com os

parâmetros financeiros aplicáveis permitiu que o custo da dívida tarifária acompanhasse o custo de

financiamento aplicável. Essa metodologia desenhada a partir de 2013 vem sendo aplicada até hoje (ver

ERSE, Tarifas para 2019).

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Ainda a este respeito pode ver-se, no gráfico que se segue, a evolução da taxa de juro média anual (reflete

a média ponderada das várias rubricas da dívida naquele ano, definidas em diplomas diferentes, como aqui foi

visto). Foi também acrescentada a evolução da taxa Euribor a 12 meses acrescida de um spread «razoável»

de 2%, para o mesmo período, como termo de comparação e barómetro da evolução do mercado. A partir de

2012, com a introdução do alisamento quinquenal dos sobrecustos da PRE e respetiva taxa de remuneração,

fica patente o desfasamento da taxa de juro média da dívida tarifária não só em distância a uma taxa que

acompanha a evolução do mercado, mas também em tendência, nomeadamente entre 2013 e 2015.

Figura 8 – Gráfico a partir de dados ERSE + PORDATA

De seguida apresenta-se uma tabela resumo das cessões de dívida tarifária feitas pela EDP, bem como

dos montantes envolvidos, das mais ou menos-valias resultantes, líquidas dos respetivos custos com a

montagem e manutenção das operações, e a representação percentual da mais ou menos-valia em relação ao

montante titularizado.

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Ano Rubrica da dívida tarifária Montante

titularizado (M€)

Mais/ Menos-Valia

(M€)

Mais/ Menos-Valia

(%)

2008 Défice 2006+2007 176 1 0,6%

2009 Ajustamento tarifários 2007 + 2008 1 276 -23 -1,8%

2009 Ajustamento tarifários 2009 447 -13 -2,9%

2011 Reclassificação Cogeração FER 185 -5 -2,7%

2012 Diferimento acerto CMEC 2010 141 0 0,0%

2013 Diferimento sobrecusto PRE 2012 864 50 5,8%

2013 Diferimento acerto CMEC 2011 150 1 0,7%

2014 Diferimento sobrecusto PRE 2013 833 62 7,4%

2014 Diferimento acerto CMEC 2012 229 11 4,8%

2015+16 Diferimento sobrecusto PRE 2014 1 073 63 5,9%

2016+17 Diferimento sobrecusto PRE 2015 1 271 46 3,6%

2016 Diferimento sobrecusto PRE 2016 1 223 -11 -0,9%

2017 Diferimento sobrecusto PRE 2017 1 155 16 1,4%

Total 9 023 198 2,2%

Total – fórmula custo financiamento EDP4 6 648 237 3,6%

Total – outras taxas 2 375 -39 -1,6%

Figura 9 – Tabela a partir de dados da EDP

Contabilizando todas as mais e menos-valias do período completo, a EDP encaixou 198M€ como lucros,

uma vez que estes valores já são líquidos de custos incorridos com as operações de titularização. Note-se que

isto corresponde a uma margem bruta de 2,2% sobre a dívida titularizada. Mais ainda, se considerarmos

apenas os lucros obtidos com os diferimentos cuja remuneração replica o custo de financiamento da EDP,

entre 2013 e 2017, observa-se um valor de 237M€, 3,6% do montante titularizado e cerca de 30%, quase um

terço, da totalidade dos juros pagos pelo SEN no mesmo período.

E, desta forma, a EDP conseguiu, no período entre 2008 e 2017, atravessando uma crise financeira

mundial seguida de uma crise de dívida pública portuguesa, com graves implicações para o tecido empresarial

nacional, sair a ganhar com a enorme quantidade de dívida tarifária gerada, a custo dos consumidores.

No entanto, esta não é a visão manifestada na CPIPREPE pelo Secretário de Estado Artur Trindade e pelo

atual titular, João Galamba.

Artur Trindade defendeu que os ganhos financeiros podem ser contabilísticos, mas não económicos, uma

vez que ao efetuar as operações, não na data da geração da dívida, mas uns anos mais tarde, a empresa

suportou com meios próprios (WACC) o financiamento do défice tarifário. Logo, titularizou uma maturidade

inferior à da divida, o que só por si pode traduzir-se num ganho “nominal”, relatado contabilisticamente, mas

numa perda económica.

Por sua vez, o atual Secretário de Estado, João Galamba, manifestou uma visão diversa e reiterou que o

«que conta é a taxa e a respetiva metodologia», reconhecendo à EDP o direito a dispor da dívida tarifária

como propriedade sua.

Notas finais

A criação da dívida tarifária em 2006 é uma decisão política que visa, por um lado, manter intocados os

custos de interesse económico geral (recusando recomendações da ERSE de sentido contrário) e, por outro

4Considera o total dos diferimentos sujeitos a taxas de remuneração calculadas ao abrigo das metodologias que têm por objetivo replicar o custo de financiamento da EDP: o Diferimento sobrecusto PRE 2012 => Portaria 279/2011 o Diferimento sobrecusto PRE 2013-2017 => Portaria 146/2013 o Diferimento acerto CMEC 2012 => Portaria 500/2014

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lado, evitar as consequências sociais e políticas do aumento de cerca de 15% nas tarifas de eletricidade para

2007.

Então como mais tarde, se a preocupação dos Governos era o financiamento do défice e o serviço da

dívida, poderiam ter financiado esse mesmo défice através do Orçamento do Estado ou com a emissão de

dívida pública. Não o fizeram, porém, num movimento de clara desorçamentação.

Esta decisão, com pequenas variantes, foi sendo reproduzida quase todos os anos, com acréscimos ao

volume de dívida até 2016, quando a tendência foi finalmente invertida.

Um primeiro elemento relevante quanto à identificação de formas de rendas indevidas reside na taxa de

remuneração de montantes a recuperar através das tarifas e preços da energia elétrica.

Esta questão é levantada pela ERSE perante o Decreto-Lei n.º 240/2004 e a fixação da taxa de cálculo da

anuidade ao custo médio de capital da EDP (7,55%), depois face aos aumentos de spreads em relação à

Euribor e pela definição de taxas fixas, até à fórmula de cálculo da remuneração dos diferimentos dos

sobrecustos da PRE e às tentativas de aproximação das taxas de juro ao custo de financiamento da EDP.

A discussão em torno da taxa de remuneração prende-se com vários aspetos:

● Sustentabilidade económica e social da repercussão tarifária dos custos de financiamento do sector.

● Risco dos cashflows: a dívida tarifária emitida, dado o enquadramento legislativo e regulatório da

recuperação dos seus montantes, tem um risco reduzido, em todo o caso risco sempre menor que o

financiamento do conjunto das atividades da EDP. E, nesse sentido, a sua taxa de remuneração deveria

refletir isso mesmo.

● Custo de financiamento da EDP: para garantir o equilíbrio económico-financeiro das atividades

reguladas, é importante acompanhar a evolução do seu custo de financiamento, em particular em

condições de mercado adversas.

● Possibilidade de revisão da taxa: o impacto da definição da taxa inicial será tanto maior quanto menor

for a flexibilidade prevista para a rever, seja por renegociação direta com a EDP, seja pela possibilidade

da sua cedência a terceiros.

É da ponderação destes fatores e do equilíbrio entre o curto e o médio-longo prazo que deve resultar uma

taxa de remuneração adequada.

Assim, por simplificação, surgem dois rumos possíveis:

● A taxa de remuneração é definida de forma completamente alheia à EDP-CUR, exclusivamente tendo

em conta as condições de mercado e o perfil de risco dos cashflows envolvidos, definida como uma

emissão direta em mercado. É concebida como uma taxa «justa» para o SEN. Neste caso, depois de

entregue à EDP, esta poderia geri-la da forma que melhor lhe aprouvesse, mantendo-a ou cedendo-a a

seu custo ou benefício;

● A taxa de remuneração é definida como uma taxa «justa» para a EDP enquanto recetor da dívida,

ponderando o esforço financeiro envolvido e custos incorridos com vista a garantir o equilíbrio

económico-financeiro das atividades reguladas. Neste caso, o acompanhamento pelo SEN da evolução

do custo financeiro deve ser mantido. Para assegurar a sustentabilidade económica e social da

repercussão tarifária dos custos de financiamento, a gestão da dívida tem de ser partilhada entre EDP e

SEN. Isto é, o governo tem de ter uma palavra na renegociação das condições da dívida sempre que

alterações nas condições de financiamento da empresa ou do mercado assim o justifiquem, bem como

na cedência da dívida a terceiros, seja na opção pela sua realização, seja nas condições negociadas.

Obviamente, estas decisões devem ser pautadas pela procura do equilíbrio entre a sustentabilidade das

atividades reguladas e a sustentabilidade do SEN.

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Conclusões

Seguindo este racional, cabe referenciar as decisões tomadas ao longo dos anos pelos responsáveis de

governo quanto à remuneração de montantes a recuperar através das tarifas e preços da energia elétrica,

entre as quais se destacam:

1. Remuneração dos diferimentos dos sobrecustos da PRE a uma aproximação do custo de financiamento

da EDP – Decreto-Lei n.º 78/2011 e Portaria n.º 279/2011 + Portaria n.º 146/2013.

Como já aqui foi argumentado, o pressuposto de que «a taxa de juro deve refletir as condições de

financiamento da empresa» pode ser pertinente. Sobretudo em contexto adverso (como o dos anos da crise) a

decisão de acompanhar o custo de financiamento das empresas com o intuito de garantir o equilíbrio

económico-financeiro das atividades reguladas, parece natural, e mereceu parecer positivo da ERSE.

Mas esta decisão, lida em conjunto com as condições previstas para a titularização destes montantes, não

teve em conta nem uma eventual melhoria das condições de financiamento nem o perfil de risco específico

destes cash-flows que, tal como reiterado pelo depoimento de vários intervenientes na CPIPREPE, têm um

risco reduzido (mais ainda depois da garantia prestada pelo artigo 5.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de

agosto, em que o Estado assegura os direitos creditórios dos novos titulares em caso de insolvência ou

cessação de atividade da EDP).

Embora prevista, a titularização é uma opção da EDP, que, tal como os eventuais ganhos, lhe cabem em

exclusivo. Em suma: o SEN acompanhou o custo de financiamento da EDP nos momentos de maior

adversidade nos mercados financeiros para, logo a seguir, a EDP tirar todo o proveito da evolução positiva

desses mercados.

A publicação da Portaria n.º 146/2013, que altera a fórmula original da Portaria n.º 279/2011, introduz um

novo parâmetro que essencialmente visa garantir uma maior aproximação ao custo de financiamento efetivo

da empresa, bem como assumir na taxa os encargos com a contratação do financiamento necessário à dívida

que remunera. É então decidida uma redução significativa do impacto do fator de sustentabilidade do SEN (de

0,85% para 0,97%, contrapartida prevista no acordo de abril de 2012 entre o governo e a EDP pela redução da

taxa de juro da componente fixa dos CMEC), favorecendo a EDP e agravando os problemas que fórmula

anterior já tinha.

Ainda de notar que, embora a fórmula teoricamente preveja uma grande adesão ao custo de financiamento

da EDP, a comparação dos seus resultados com yields de emissões de obrigações da EDP (Figura 7) bem

como a comparação com as taxas de juro médias paga pelo SEN (influenciadas por estes diferimentos) ou

ainda com uma taxa de referência de mercado (Figura 8) evidenciam sobrerremuneração.

Quando, a partir de 2013, o mercado evolui positivamente, a EDP titulariza uma parte considerável da

dívida tarifária que detinha, obtendo mais-valias significativas – 50 M€ em 2013, com a PRE de 2012 e 187M€

com os diferimentos dos sobrecustos das PRE de 2013 a 2017 (valores da EDP).

No total, acrescentando a titularização do diferimento do acerto de revisibilidade dos CMEC de 2012, a

EDP realizou 237M€ com estas titularizações (Figura 9), que incorporou por completo nos seus lucros. Este

montante que corresponde a cerca de 30%, quase um terço, da totalidade dos juros pagos pelo SEN no

mesmo período.

2. A distorção introduzida pela decisão inicial da remuneração dos CMEC já foi, entretanto, corrigida.

Numa primeira instância, com a redução da taxa aplicada à componente fixa dos originais 7,55% para 4,72%,

negociada em 2012 com a EDP. Mais tarde, no final de 2017, o Governo pede à ERSE uma proposta para

novo cálculo dessa taxa. Em resposta, a ERSE apresentou uma taxa visando recuperar os valores que, no

entendimento da ERSE, foram pagos indevidamente, por força dos erros identificados no seu parecer ao

Decreto-Lei n.º 240/2004. A ERSE avalia o impacto da primeira redução da taxa em 205M€. Assim, uma nova

redução deveria permitir recuperar grande parte dos restantes 125M€. Propôs a ERSE:

«À data de 23 de setembro de 2017, essa taxa seria aproximadamente a yield das Obrigações do Tesouro

com maturidade de 5 anos (visto que a vida média das rendas da parcela fixa é de cerca de 5 anos), de

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II SÉRIE-B — NÚMERO 50

72

0,949%, acrescida de 0,25%, totalizando 1,20%. A aplicação desta taxa ao cálculo da renda anual de 2018 até

ao final do período de vigência dos CMEC permitiria recuperar cerca de 111 milhões de euros dos 125 milhões

de euros que faltaria recuperar relativamente à situação desejável.»

O Secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, homologou o cálculo do ajustamento final

proposto pela ERSE, que, para impor esta correção, situou em 154M€ o valor a pagar até 2027 na

componente variável dos CMEC, uma quantia que fica 102 M€ abaixo da versão apresentada pela EDP e pela

REN para o ajustamento final.

3. Em relação à remuneração dos diferimentos dos sobrecustos da PRE, num cenário em que se pretende

assegurar o custo de financiamento da empresa, urge introduzir mecanismos de partilha da gestão da dívida,

muitos deles já reproduzidos em diplomas legislativos pontuais.

O Estado deve poder:

● Ser consultado na decisão de uma operação de titularização, nomeadamente, no que respeita às suas

condições e aos seus custos;

● Forçar uma operação de titularização caso as condições de mercado assim o justifiquem;

● Incorporar no SEN os resultados dessas titularizações.

A este respeito, em abril de 2016, foi criado um Grupo de Estudo, composto por membros do Gabinete da

Secretaria de Estado da Energia, da ERSE e da DGEG, com vista a avaliar a «Repercussão dos sobrecustos

com a aquisição de energia a produtores em regime especial». No relatório elaborado é sugerida, entre outras

opções, a «inclusão de um mecanismo de incentivo à eficiente gestão da colocação em mercado da dívida

tarifária», referindo que este incentivaria a EDP «a conseguir as melhores condições de mercado, na

colocação da dívida, partilhando com o consumidor os benefícios obtidos». Para este efeito é sugerida no

relatório uma partilha 50/50, com exceção da definição de um teto máximo para a incorporação no SEN de

potenciais perdas, com vista a incentivar uma gestão eficiente da dívida.

4. A EDP, enquanto Comercializador de Último Recurso, é a entidade financiadora da dívida tarifária.

Nesse sentido, a partir de 2011, legislou-se no sentido de refletir o custo de financiamento da EDP na taxa de

juro da dívida tarifária, sem todavia salvaguardar a possibilidade de intervenção da tutela em decisões de

gestão desta dívida regulada. Assim, o SEN acompanhou o custo de financiamento da EDP nos momentos de

maior adversidade nos mercados financeiros sem que, perante uma evolução positiva dos mercados,

assegurasse para si parte dos proveitos da titularização dessa dívida. A pertinência dessa partilha de ganhos

foi contrariada na CPIPREPE por dois titulares da pasta da Energia, Artur Trindade e João Galamba. As mais-

valias geradas nas operações de titularização decididas pela EDP foram integralmente absorvidas pela

empresa, gerando 198 milhões de euros de lucros entre 2008 e 2017.

Recomendações

1. Tal como proposto pelo relatório do Grupo de Trabalho SEE/DGEG/ERSE em 2016, a partilha dos

resultados obtidos em operações de titularização de dívida tarifária deve ser objeto de iniciativa legislativa.

2. A proporção de tal partilha não deverá ser mais desfavorável ao SEN do que os 50/50 propostos pelo

Grupo de Trabalho SEE/DGEG/ERSE. Este regime de partilha assegura um estímulo suficiente à EDP para

uma gestão eficiente da dívida.

3. Como garantia da melhor prossecução do interesse público, o membro do governo com a tutela da

energia deverá poder, por iniciativa própria ou sob proposta da ERSE, determinar ou suspender operações de

titularização desencadeadas pela EDP – Comercializador de Último Recurso.

4. Este princípio deverá ser aplicado igualmente às mais-valias e menos-valias realizadas em operações

de titularização realizadas no passado, de forma a recuperar para o SEN parte do saldo dessas operações, as

quais importam em 198M€ positivos. Não tendo sido ilegal, esta apropriação integral é indevida e injusta,

devendo ser corrigida.

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Capítulo 6

Garantia de potência

A garantia de potência é um mecanismo de remuneração de capacidade elétrica destinada a garantir a

segurança de abastecimento de eletricidade e o investimento em infraestruturas. Esta resume-se, por um lado,

a remunerar centrais electroprodutoras para estarem disponíveis para entrarem em funcionamento face a um

evento extraordinário (situação não prevista de consumo ou variações bruscas na produção renovável), e por

outro, a incentivar a manutenção e investimento neste tipo de potência despachável e imediata, no sistema

elétrico nacional. O contributo das unidades de produção baseadas em tecnologias convencionais (térmica,

hídrica) é por isso fundamental para a garantia da segurança do abastecimento, como complemento à

produção de energia elétrica a partir de fontes de energia renováveis (não-despacháveis).

1. Contexto, legislação e regulamentação

1.1 Na preparação do MIBEL, previsão da remuneração de potência segundo a disponibilidade

A primeira referência legal a um futuro regime de remuneração da garantia de potência é feita no artigo 16.º

do Decreto-Lei n.º 185/2003, do ministro Carlos Tavares, que «estabelece as regras gerais que permitem a

criação de um mercado livre e concorrencial de energia eléctrica»:

1 – Até à entrada em vigor do diploma que estabelece as novas bases de organização do funcionamento

do sector eléctrico, transpondo para o direito nacional a Directiva do Mercado Interno de Electricidade, cabe à

entidade concessionária da RNT assegurar a garantia do abastecimento de energia eléctrica.

2 – Os produtores em regime ordinário que participem no mercado sob qualquer forma de contratação têm

direito a um pagamento de potência dependente da sua disponibilidade no período de maior procura ou de

escassez de oferta.

3 – Os proveitos do pagamento da garantia de potência aos produtores, determinado com base numa

metodologia de valorização que assegure o equilíbrio contratual, são proporcionados por uma tarifa fixada pelo

regulamento do tarifário, aplicável a todos os consumidores.

(Artigo 16.º do Decreto-Lei n.º 185/2003)

Aquela remuneração geral é retomada mais tarde, com o Decreto-Lei n.º 264/2007 do ministro Manuel

Pinho, que prevê «a possibilidade de criação de instrumentos de incentivo à garantia de potência para centros

eletroprodutores cuja atividade é exercida em regime de mercado», de modo a «assegurar um adequado grau

de cobertura da procura de eletricidade e uma adequada gestão da disponibilidade dos centros

eletroprodutores em regime ordinário (PRO)».

Nesse contexto de 2007, em vésperas da entrada em funcionamento do MIBEL, as entidades reguladoras

portuguesa e espanhola entregam aos respetivos governos uma proposta de regulamentação conjunta do

mecanismo de garantia de potência, cujas linhas gerais estão contidas no projeto então apresentado,

apontando à existência de um procedimento concorrencial.

Em dezembro do mesmo ano de 2007, é de registar ainda a aprovação pelo Conselho de Ministros do

Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico, cujo concurso só terá regras aprovadas por

Decreto-Lei em setembro do ano seguinte.

Entre 2007 e 2010, o governo não regulamenta a possibilidade aberta na lei para a remuneração deste

serviço.

«Voltei a ser Secretário de Estado com o Professor Teixeira dos Santos [de julho a outubro de 2009] e

lembro-me de ter recebido a EDP para legislar sobre a garantia de potência, e não o fiz. Expliquei-lhe que o

momento já não era propício a decisões dessa natureza. Estávamos próximos do fim do mandato e não o fiz

em consciência».

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(Castro Guerra, Secretário de Estado Adjunto, da Indústria e da Inovação, entre 2005 e 2009)

1.2 Início do pagamento pela garantia de potência

Será já sob a tutela do ministro Vieira da Silva e do Secretário de Estado da Energia, Carlos Zorrinho, que

o mecanismo é criado, através da Portaria n.º 765/2010, sem que seja dado acolhimento à proposta de

harmonização ibérica baseada em leilões avançada pelos reguladores ibéricos. Pelo contrário, o regime criado

integra duas linhas de remuneração, ambas atribuídas por via administrativa e não concorrencial:

● o pagamento do serviço de disponibilidade prestado pelos centros eletroprodutores;

● o incentivo ao investimento em capacidade de produção, para os centros electroprodutores que

tivessem entrado em exploração há menos de 10 anos.

Ambos se destinam a centrais em regime ordinário e sem garantias CMEC ou CAE, os quais já remuneram

a disponibilidade de potência.

A ERSE acompanha a preparação da portaria e expressa as suas preocupações, mencionando um parecer

que, no entanto, não constará do acervo da ERSE, de acordo com a resposta aos pedidos feitos pela

CPIPREPE:

«Permitimo-nos reiterar o conteúdo do Parecer da ERSE oportunamente enviado a esse Ministério e

sublinhar a nossa preocupação com os impactes tarifários, agora acentuados com as alterações introduzidas

nos artigos 10.º e 11.º».

(correspondência entre José Afonso, da Direção de Mercados da ERSE, e Bruno Caetano, assessor de

Carlos Zorrinho, 28 julho de 2010).

Em defesa da introdução do pagamento destes incentivos, são mobilizados pelos ex-ministros Vieira da

Silva e Carlos Zorrinho dois argumentos principais: 1) a necessidade de corresponder a compromissos

assumidos junto das companhias que acorreram aos leilões do Plano Nacional de Barragens, lançado pelo

ministro do Ambiente, Nunes Correia; 2) a necessidade de robustecer a segurança de abastecimento.

Quanto ao primeiro, é assumido por Carlos Zorrinho – «o decreto-lei que cria a garantia de potência estava

publicado desde 2007 [Decreto-Lei n.º 264/2007] e, portanto, obviamente que o concurso [do Plano Nacional

de Barragens] foi feito nessa perspetiva». Porém, no momento daquele concurso, a lei não previa mais do que

a mera possibilidade da futura criação de um tal mecanismo –, o que está longe de poder constituir

compromisso ou sequer fundada expectativa – e com referência apenas à remuneração da disponibilidade,

sem que o incentivo ao investimento estivesse previsto sob qualquer forma.

O segundo argumento é relativo à promoção da segurança de abastecimento. Afirma Carlos Zorrinho, na

sua audição na CPIPREPE:

«É muito fácil, agora, dizermos que há uma sobredisponibilidade, mas as projeções, quer quanto ao

consumo de energia em Portugal, quer quanto ao consumo de energia no MIBEL, na eletricidade em

particular, quer quanto às interconexões eram completamente diferentes».

Porém, a Portaria n.º 765/2010 é posterior à publicação do Relatório de Monitorização da Segurança de

Abastecimento para os anos 2011-2020, preparado pela REN, que apontava claramente a falta de

necessidade de novos mecanismos de reforço da segurança do abastecimento, considerando a

«Suficiência da reserva de capacidade para a cobertura, nos períodos de ponta anual (Janeiro), de ponta

de Verão (Julho) e da ponta de Dezembro, de situações particularmente críticas e muito excepcionais,

caracterizadas pela ocorrência simultânea de um agravamento da ponta de consumos, de uma

indisponibilidade de potência hídrica por efeito de um regime seco, de indisponibilidade de potência eólica

correspondente à disponibilidade do recurso com um nível de confiança de 95%, de uma contribuição reduzida

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da restante PRE e da falha fortuita do maior grupo térmico e do maior grupo hídrico. (…) Na verificação do

cumprimento destes padrões não se considera o recurso à interruptibilidade».

(Relatório de Segurança de Abastecimento ao nível da Produção de Electricidade para 2011-2020, REN

abril 2010, pag. 5)

A ERSE produziu declarações públicas no mesmo sentido, alertando para «um problema tarifário para

vários anos»:

«A garantia de potência foi negociada [em 2007] numa altura de assimetria com Espanha, quandoa

margem de segurança do mercado português era escassa, o que já não acontece hoje, registando-se um

excesso de energia no mercado ibérico».

Vítor Santos, presidente da ERSE, Público, 22 dezembro de 2010

Na CPIPREPE, um terceiro elemento de motivação – além dos compromissos assumidos e da segurança

do abastecimento – foi objeto de abordagens contraditórias entre Vieira da Silva e Carlos Zorrinho. Segundo o

então Secretário de Estado, a remuneração da garantia de potência foi parte de um pacote legislativo mais

amplo, que incluiu também a tarifa social, cuja criação é simultânea à da garantia de potência:

«Conseguimos que as operadoras se tivessem comprometido em simultâneo com a tarifa social. (…) A

tarifa social foi criada em complemento e em pacote político com a garantia de potência, dizendo o seguinte:

se há aqui uma garantia de fornecimento, temos uma garantia de fornecimento do lado da produção, mas

também temos de ter uma garantia de consumo do lado dos utilizadores. (…) [Houve] o aproveitamento dessa

circunstância, ou seja, da concretização de uma expectativa legítima, que tinha sido criada por um decreto-lei

anterior, para cumprir uma linha de política, que era a criação de uma tarifa social paga por esses mesmos

operadores». (…)

«Conseguimos que as operadoras se tivessem comprometido em simultâneo com a tarifa social. (…) A

tarifa social foi criada em complemento e em pacote político com a garantia de potência, dizendo o seguinte:

‘Se há aqui uma garantia de fornecimento, temos uma garantia de fornecimento do lado da produção, mas

também temos de ter uma garantia de consumo do lado dos utilizadores’»

(Audição de Carlos Zorrinho, Secretário de Estado da Energia 2009-2011)

Pelo seu lado, o ex-Ministro da Economia assume que a introdução da tarifa social visou compensar novos

custos inscritos na tarifa (a garantia de potência seria um deles), mas nega uma negociação em pacote com

as empresas:

«Nunca esteve na minha cabeça nem em nenhuma negociação, qualquer articulação de género

compensatório com a questão da garantia de potência mas, sim — assumo essa compensação —, com aquilo

que eu achava ser uma pressão potencialmente crescente sobre a tarifa e a necessidade de desagravar, para

esses grupos sociais [beneficiários da tarifa social], essa tensão e essa pressão». (…)

«[A garantia de potência] faz parte da política de criação de condições de segurança para os investimentos,

não só para os investimentos do passado mas também para os do futuro.» (…) «Na perspectiva que tive, a

pressão sobre as tarifas e a necessidade de aliviar as famílias conta seguramente muito mais do que qualquer

outro tipo de negociação [da garantia de potência e tarifa social indicada pelo SEE Carlos Zorrinho), na qual,

aliás, não participei.»

(Audição de Vieira da Silva, Ministro da Economia 2009-2011)

Quanto ao incentivo ao investimento, a Autoridade da Concorrência reforça a tese de que este incentivo,

enquadrado na garantia de potência, não corresponde a uma necessidade efetiva dos produtores:

«Essas centrais não precisaram de incentivos para que os respectivos investimentos fossem

desencadeados, o que coloca em causa o valor acrescentado do incentivo de garantia de potência, nos termos

em que esse incentivo foi apresentado.»

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(Parecer da AdC sobre proposta de tarifas e preços para 2012, novembro 2011)

Já Carlos Zorrinho, na CPIPREPE, defendeu veemente o incentivo ao investimento como medida para

alavancar um modelo energético limpo:

«Portanto, o incentivo ao investimento é feito nesta lógica de garantir a atratividade no investimento, no

modelo — ainda não conversámos sobre isso aqui, mas, se calhar, valeria a pena conversar — energético

para Portugal. Há vários modelos energéticos… Não demos garantia de potência à central de carvão, por

exemplo! (…) A garantia de potência foi dada, como disse, por harmonização com o MIBEL e por portaria,

para poder ser alterada em cada momento, em função do índice de cobertura — como foi! —, mas foi dada ao

ciclo combinado e à energia renovável. Portanto, para termos um modelo de armazenamento e de resposta

rápida com o ciclo combinado e um modelo de armazenamento e de resposta mais lenta com o domínio

hídrico, suportando o crescimento progressivo de outro tipo de renovável, como o fotovoltaico e o eólico.»

A ERSE não será chamada a pronunciar-se sobre a versão final da portaria.

1.3. Os cortes nos incentivos da garantia de potência após o Memorando da troika

Em dezembro de 2011, na sequência do recuo do governo na aplicação da contribuição especial do setor

elétrico proposta pelo Secretário de Estado Henrique Gomes, é introduzida na segunda revisão do Memorando

a Medida 5.13, que prevê a aplicação de medidas até ao final do segundo trimestre de 2012:

«Tomar medidas no segundo trimestre de 2012 para a retirada do mecanismo de garantia de potência e a

redução dos custos políticos associados. Os incentivos ao investimento em centrais devem ser revistos em

baixa e retirados à luz da atual situação de baixo consumo de eletricidade, excesso de capacidade de

produção e da sobreposição com o mecanismo do serviço de interruptibilidade, tendo ainda em consideração

os desenvolvimentos no mercado ibérico de eletricidade e considerações de segurança energética».

É neste contexto que, em fevereiro de 2012, o Governo PSD/CDS remete à troika o relatório «Rents in the

Electricity Sector», que quantifica em 60 M€/ano os ganhos tarifários da retirada do incentivo ao investimento

para centrais atribuídas antes de 2007.

Em abril de 2012, é firmado o acordo entre a EDP e o governo para a redução da taxa de juro da

componente fixa dos CMEC. Esse acordo – que será analisado mais adiante neste relatório – elenca um

conjunto de medidas tendentes a «estabilizar o quadro regulatório». Quanto ao serviço de disponibilidade (que

deixará de ser pago na sequência da portaria 251/2012, de 20 de agosto), o governo sinaliza à EDP a intenção

de não aplicar integralmente a Medida 5.13, que previa a retirada faseada mas total da remuneração da

disponibilidade e do incentivo ao investimento.

Quanto à remuneração do serviço de disponibilidade das centrais térmicas sem CMEC, o acordo define

que suspensão será levantada no final do programa de ajustamento dando lugar a uma remuneração sem

prazo a 6000 €/MW (o valor em 2010 era 20000 €/MW). Para as centrais hídricas construídas e/ou em

operação depois de 2007 o incentivo ao investimento permanece, com novas regras que devem considerar o

reforço da segurança de abastecimento entretanto registado com a interruptibilidade (1000 MW disponíveis em

2012) e as interligações com Espanha (2000 MW em 2012, com outros 3000 MW projetados).

Em síntese, a Portaria n.º 251/2012, do Secretário de Estado Artur Trindade, redefine o mecanismo de

garantia de potência do seguinte modo:

● o incentivo à disponibilidade passa a ser exclusivo dos centros electroprodutores térmicos e vigente até

à cessação da licença de exploração. No entanto, os pagamentos ficam suspensos até ao ano

seguinte ao da conclusão do Programa de Assistência Económico-Financeira que então se aplicava

em Portugal;

● o incentivo ao investimento é limitado a centrais hídricas futuras ou cuja decisão de construção seja

posterior a 2007. O incentivo deixa a ser atribuído diretamente por MW, passando a discriminar

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valores por central hídrica e a ter duração limitada a dez anos. Fica assim excluída a central de

Alqueva, que recebeu a este título 6,8 M€, entre 2010 e 2012.

● passar para 50% o incentivo ao investimento dos reforços de potência, obrigando a bombagem, uma

vez o investimento da infraestrutura do aproveitamento hidroelétrico já seria existente.

Segundo Artur Trindade, estas alterações foram validadas pela troika previamente à Portaria n.º 251/2012.

Quanto à manutenção do incentivo ao investimento, contra o que era a orientação da Medida 5.13 do

Memorando, ela é justificada por Artur Trindade na mesma linha já apresentada por Carlos Zorrinho:

«O subsídio ao investimento, que é [depois da portaria de 2012] o principal da garantia de potência, não é o

da disponibilidade, foi tratado também como um direito adquirido por parte dos produtores, daqueles que o

tinham. E foi pago nessa perspetiva de incentivo ao investimento que, como sabe, dura 10 anos, e tendo em

conta aquilo que eram as perspetivas de investimento que já tinham sido aceites e que já vinham de governos

anteriores».

(Artur Trindade)

Posteriormente, a portaria 172/2013 vem repor regras para os procedimentos para a verificação da

disponibilidade, que tinham perdido suporte legal no momento da cessação dos CAE, tema que este relatório

já tratou atrás.

1.4. A eliminação dos pagamentos por disponibilidade

Em 2016, após parecer técnico pedido pela tutela à ERSE, a Lei do Orçamento do Estado para 2017

(42/2016) substitui o incentivo à disponibilidade por um sistema de leilões para a «Reserva de Segurança do

SEN», definido mais tarde pela Portaria n.º 41/2017. Face ao posterior questionamento deste sistema por

parte da Comissão Europeia, o então Secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, determinou a

sua suspensão sem prazo (Portaria n.º 93/2018).

Em 2016, a necessidade de remuneração de disponibilidade através deste mecanismo é de novo

contestada pela ERSE, que, a pedido pelo governo, emite um parecer técnico em que aponta a este subsídio

falta de transparência e de razão para existir: «No período 2015-2024 o sistema eletroprodutor mostra-se

capaz de dar resposta à evolução expectável dos consumos de eletricidade, garantindo os níveis de

segurança de abastecimento.»

Em 2018 é a REN, em resposta ao Secretário de Estado Jorge Seguro Sanches que se pronuncia sobre as

necessidades da Reserva de Segurança no curto prazo. Com o mecanismo de garantia de potência suspenso

e nos cenários mais pessimistas (alta procura e baixa oferta de eletricidade), as centrais electroprodutoras e

os mecanismos existentes seriam suficientes para assegurar as necessidades do SEN (Pronúncia da REN em

2018), dispensando mais mecanismos adicionais.

«A REN assegurou que até ao fim do primeiro trimestre deste ano não era necessária garantia de potência.

Fiz-lhes a pergunta, a REN respondeu dessa forma e, por essa razão, suspendeu-se a garantia de potência e

continuou-se um processo de negociação e de construção de uma solução legislativa com Bruxelas que,

penso, estava em fase próxima do fim quando eu cessei funções, (…)

Eu acho que resolvemos bem o problema. Se não precisamos de garantia de potência, não a temos e

temos a interruptibilidade; acho é que, mais tarde ou mais cedo, teremos de evoluir para um modelo

concorrencial que possa, efetivamente, contribuir para reduzir custos, o que não me parece que se tenha

conseguido fazer nessa área.»

Jorge Seguro Sanches, SEE 2015-2018, na CPIPREPE

Já em abril de 2018, numa interpelação da Direção-Geral de Concorrência da Comissão Europeia,

referente à Portaria n.º 41/2017 o governo assume que o mecanismo da Remuneração da Reserva de

Segurança que se encontrava suspenso com a Portaria n.º 93/2018 vai ser cancelado.

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Ainda no seguimento desta interpelação por eventuais ajudas de Estado, encontra-se em análise o

mecanismo da garantia de potência na modalidade de apoio ao investimento, no sentido de averiguar a

transparência e equidade na sua atribuição, com vista a uma possível revisão.

2. Custos para o SEN

Os custos com a garantia de potência são inseridos nas tarifas do consumidor final a título de Custo de

Interesse Económico Geral (CIEG). Em 2011, a ERSE esclareceu a inclusão do sobrecusto da GP pela

primeira vez, na parcela III da tarifa de Uso Global do Sistema UGS justificando:

«(…) sendo que o seu sobrecusto é uma função inversa das horas de funcionamento destas centrais, por

ser pago tendo como referencial a potência instalada das centrais abrangidas por esse diploma e não a

energia produzida pelas mesmas. (…) Assim o risco de não colocação destas centrais PRO aumenta sempre

que a energia produzida pelos produtores em PRE excede as necessidades previstas pelo CUR. (…) Deste

modo, enquanto o diferencial de custo com a PRE evolui de uma forma independente dos restantes CIEG

associados à produção de energia eléctrica, os CIEG com produção em PRO (CAE, CMEC e garantia de

potência) aumentam com a evolução da produção em regime especial.»

(Tarifas e preços para a energia elétrica e outros serviços em 2011, ERSE)

Gráfico 1 – Valores gastos com a garantia de potência de 2011 a 2019 e reserva de segurança em

2017-2019, em milhões de euros (Dados ERSE)

Até 2018, a garantia de potência resultou em custos de 143 M€ (101 M€ em incentivo à disponibilidade e

52 M€ em incentivo ao investimento). A Reserva de Segurança, que veio substituir o incentivo à

disponibilidade custou 6 M€ em 2017, tendo sido suspensos os leilões em 2018. Os dados para 2019 foram

retirados das estimativas da ERSE a incluir nas tarifas e referem-se apenas à componente de incentivo ao

investimento, que permanece.

Conclusões

1. A garantia de potência foi acordada na XII Cimeira luso-espanhola de 2006, daí resultando uma

solicitação ao Conselho de Reguladores do MIBEL para que se operacionalizasse este mecanismo no espaço

ibérico, de modo a garantir uma compatibilização regulatória, condição determinante para a construção do

MIBEL. As preocupações da ERSE em 2007 (adoção de mecanismo concorrencial harmonizado no MIBEL) e

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de 2010 (redundância dos incentivos face à situação do SEN) não foram acolhidas pelo governo ao

regulamentar a remuneração da garantia de potência.

2. A natureza excedentária do serviço foi constatada pelo regulador e pela REN ao longo de todo a

vigência do regime.

3. A decisão do governo, em 2010, foi movida (também) por motivações alheias à segurança de

abastecimento do SEN, a saber: mitigar a pressão tarifária sobre os setores sociais mais vulneráveis do ponto

de vista económico, através da criação da tarifa social como encargo dos centros eletroprodutores em regime

ordinário. A aceitação sem litígio deste encargo pelos produtores foi simultânea à regulamentação da garantia

de potência, ambas integrando a estratégia para o SEN desenhada pelo governo de então.

4. Ao contrário do incentivo à disponibilidade, que encontra enquadramento legal nos termos da legislação

de 2003 e 2007, a criação do incentivo ao investimento não tem qualquer base legal. Aliás, as condições do

concurso internacional para o Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico não incluíam

qualquer referência a esta futura remuneração, que a lei não previa sequer como hipótese futura. Por

conseguinte, a instituição deste incentivo veio alterar o quadro económico-financeiro em que se os

concorrentes de 2008 formularam as suas ofertas, beneficiando de forma injustificada os vencedores do

concurso.

5. A suspensão do incentivo à disponibilidade durante o programa de assistência financeira demonstrou a

redundância deste dispositivo, tal como a Medida 5.13 do Memorando com a troika já sinalizava. O Governo

PSD/CDS excluiu as centrais térmicas do incentivo ao investimento e as centrais hídricas do incentivo à

disponibilidade. Porém, vinculado a um acordo informal com a EDP traduzido na Portaria n.º 251/2012, não

definiu qualquer prazo para o fim da remuneração da disponibilidade das centrais térmicas, tal como previa o

Memorando, limitando-se a reduzi-la significativamente.

6. A eliminação do pagamento por disponibilidade em 2018 tornou clara (e confirmada pela REN até 2025)

a suficiência das atuais garantias de segurança de abastecimento do SEN.

Recomendações

1. Terminar o incentivo ao investimento, cuja conexão com necessidades concretas do sistema elétrico

está até hoje por justificar tecnicamente e cuja criação veio distorcer o quadro dos concursos do Plano

Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico, levantando a questão da sua legalidade;

2. Manter suspensos todos os pagamentos a título de incentivo à disponibilidade, fazendo-os depender, no

futuro, das necessidades reais da segurança de abastecimento identificadas pela REN e confirmadas pela

ERSE, no quadro da integração de novos instrumentos de disponibilidade a dinamizar do lado da procura e da

oferta.

Capítulo 7

Remuneração do serviço de Interruptibilidade

O serviço de interruptibilidade refere-se à remuneração da disponibilidade de determinados consumidores

para reduzir voluntariamente o seu consumo de eletricidade em resposta a uma ordem de redução de potência

dada pelo operador da rede de transporte, de forma a dar resposta rápida e eficiente a problemas de

correspondência entre oferta e procura de eletricidade. A interruptibilidade, além de flexibilizar a operação do

sistema, permite contribuir para a segurança de abastecimento.

Este mecanismo é gerido pelo operador de rede e contratualizado com grandes consumidores de energia

no mercado livre.

1. Contexto e legislação associada

Até 2010, o serviço de interruptibilidade era um mecanismo prestado no âmbito do mercado regulado e

com limitada expressão.

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A Portaria n.º 592/2010, do Secretário de Estado Carlos Zorrinho, veio obrigar a que a prestação do serviço

passasse a ser feita exclusivamente por unidades consumidoras no mercado livre, com potências interruptíveis

superiores 4 MW. A gestão deste serviço cabe ao gestor global do sistema, a REN.

A Portaria n.º 1308/2010 veio estabelecer um novo regime transitório durante 2011, dispensando a

apresentação de alguns requisitos e valorizando a remuneração.

A Portaria n.º 200/2012, após várias portarias de carácter transitório e/ou técnico, altera o teto máximo da

remuneração e introduz mecanismos de verificação da disponibilidade da interruptibilidade.

A Portaria n.º 215-A/2013 estabelece as regras da repercussão dos custos com interruptibilidade nas

tarifas.

A Portaria n.º 221/2015 volta a rever o teto máximo nas remunerações para as instalações com energia

anual consumida superior a 75 GWh e potências interruptíveis superiores a 50 MW, que não sejam

abastecidas em muito alta tensão (MAT).

A Portaria n.º 268-A/2016 limita a remuneração da interruptibilidade às instalações que demonstrarem

estarem efetivamente aptas à prestação do serviço, através da realização de testes, impedindo que continue a

ser um subsídio independente do seu objetivo primordial.

2. Custos imputados aos consumidores

Os custos com a interruptibilidade evoluíram de acordo com o Gráfico abaixo.

Constata-se que até 2010 os custos anuais com a interruptibilidade foram sempre menos de 50 M€, sendo

que a partir da publicação da Portaria n.º 1308/2010 se verifica um aumento exponencial dos custos anuais,

até aos 109,9 M€ registados em 2015. Com a obrigatoriedade da prova efetiva de disponibilidade via

instituição de testes da Portaria n.º 268-A/2016, os custos regrediram, mas em 2019 já foram estimados nas

tarifas encargos de 109.3 M€.

Evolução dos custos com o mecanismo de interruptibilidade desde 2004 a 2019 (Dados ERSE)

3. Premência do mecanismo de interruptibilidade

Sob o governo do Partido Socialista, em 2010, a publicação da Portaria n.º 1308/2010 surge quase em

simultâneo com a da garantia de potência. Criam-se por isso, em paralelo, dois novos mecanismos dedicados

a promover a segurança de abastecimento do SEN, um pelo lado da procura (interruptibilidade) e outro pelo

lado da oferta (garantia de potência).

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Nessa fase, como já se explicitou na secção relativa à garantia de potência, o regulador e a REN

consideravam que as necessidades de segurança do sistema estavam garantidas pelas centrais térmicas em

CAE e CMEC e pelo efeito dos investimentos nas interligações a Espanha. Com essas necessidades

preenchidas do lado da oferta, recorde-se que existia já então um mecanismo de interruptibilidade prestado

por grandes consumidores de energia elétrica com contratos no mercado regulado.

Na sua audição na CPIPREPE o secretário de Estado Carlos Zorrinho referiu uma motivação de

circunstância para o estabelecimento deste adicional ao regime de interruptibilidade, relativo a um aumento de

custos com as redes de distribuição que foi repercutido nas tarifas de média tensão:

«Houve um reconhecimento por parte do regulador de um sobrecusto nas redes de distribuição de 70

milhões, sobrecusto esse que não estava previsto. Portanto, havia aqui um problema, que era um aumento

complexo na fatura energética das empresas, e isso [o subsídio às empresas no âmbito da interruptibilidade]

também ajudou a resolver».

Essa circunstância, ainda segundo Carlos Zorrinho, terá vindo juntar-se a uma segunda motivação,

reforçada pelo ministro Vieira da Silva:

«Lembro-me de, na altura, ter contactado várias empresas que tinham, de facto, problemas com a

distribuição e a qualidade dessa distribuição, com os chamados «microcortes» e a oscilação da potência

elétrica em atividades fortemente sensíveis, e que encararam isto como uma oportunidade de diminuir esses

riscos e serem compensadas por isso mesmo».

Audição de Vieira da Silva, Ministro da Economia, 2009-2011

«Pergunta-me: ‘todos fizeram esse investimento?’. Não sei, saí antes de o poder verificar e sinto que, em

Portugal, os mecanismos de verificação são pouco robustos”.

Audição de Carlos Zorrinho, Secretário de Estado da Energia, 2009-2011

3.1. Realização de testes

Em 2012, a Portaria n.º 200/2012 introduz mecanismos de verificação da disponibilidade da

interruptibilidade e da sua operacionalidade, obrigando o operador de rede à realização de testes de

disponibilidade, de modo a garantir uma segurança de abastecimento efetiva:

«Artigo 4.º-A

Verificação da disponibilidade da interruptibilidade

1 – O operador da rede de transporte deve emitir, em cada ano, às instalações consumidoras prestadoras

do serviço de interruptibilidade, ordens de redução de potência com a duração mínima de uma hora que

incidam sobre aproximadamente 10% do total de potência interruptível contratada nesse ano, com vista a

verificar se as instalações submetidas às referidas ordens se encontram efetivamente disponíveis para a

prestação do serviço de interruptibilidade.»

Em 2016, a Portaria n.º 268-A/2016 vem condicionar a remuneração da interruptibilidade à realização dos

testes previstos no artigo 4.º da Portaria n.º 200/2012, e limitando-a às instalações que se revelem aptas à

prestação do serviço.

«Pretende-se com esta portaria credibilizar e dar rigor ao sistema, garantindo e atestando a disponibilidade

e capacidade de todas as instalações consumidoras prestadoras do serviço de interruptibilidade através da

redução efetiva de potência (…). Desta forma, o sistema deverá remunerar as instalações que contribuírem

para flexibilizar a operação do sistema e para garantir o aumento da segurança de abastecimento.»

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No entanto, a REN que está obrigada à publicação de um relatório anual sobre o serviço de

interruptibilidade, não o publica desde 2017, não existindo qualquer referência à execução dos testes

legalmente previstos, nem no acervo documental da CPIPREPE nem online.

Contudo, o secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, questionado na CPIPREPE sobre o

impacto da Portaria n.º 268-A/2016 na exclusão de indústrias abrangidas pela interruptibilidade que não

estivessem capazes de prestar o serviço, respondeu:

«Eu não tenho esses elementos comigo, mas eles estão online no site da REN, porque a REN controla o

sistema e faz relatórios regulares sobre essa questão.

Sei que houve algumas situações em que deixaram de ser interruptíveis por não reunirem as condições e

por não estarem disponíveis para os testes.»

3.2 Balanço da existência do serviço

Entre 2011 e 2015, tornou-se evidente a natureza excedentária deste serviço: os relatórios anuais da REN

sobre a interruptibilidade registam que não houve uma única ocasião em que fosse usado. No entanto a

adesão de grandes consumidores continuou a crescer e os custos com o serviço também.

Em 2017, a pedido do Secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, a ERSE pronunciou-se

sobre este mecanismo afirmando que:

«Importaria estabelecer um regime que substitua a atual atribuição guiada por critérios de caráter

administrativo – potencialmente ilimitada na abrangência que pode ter –, por uma atribuição do serviço de

interruptibilidade com critérios de mercado e em função das reais necessidades do SEN.»

(Parecer sobre proposta de despacho relativo aos regimes de interruptibilidade e de reserva de segurança,

ERSE, 2017)

Assim, os custos acrescidos com este mecanismo não são justificáveis do ponto de vista estratégico para o

SEN, mas sim uma forma de fazer pesar medidas de política industrial na fatura dos consumidores, tal como

Carlos Zorrinho reconheceu na sua audição:

«Temos a consciência de que, em grande parte, a interruptibilidade foi uma medida de política industrial e,

já agora, comercial [por admitir grandes superfícies comerciais]».

Sobre o seu mandato, Jorge Seguro Sanches, afirmou na CPIPREPE que:

«Aquilo que se fez na interruptibilidade foi menos do que aquilo que eu gostaria de ter feito – e isso é

público; eu gostaria de ter lançado um leilão decrescente para a interruptibilidade e só o consegui fazer na

garantia de potência.»

Em abril de 2018, numa interpelação da Comissão Europeia via DG Competition sobre eventuais auxílios

de estado na política energética portuguesa, o governo é confrontado com os termos do mecanismo de

interruptibilidade. Enquanto a posição do governo se cingiu a defender a interruptibilidade per se, a DG COMP

não pondo em causa a necessidade deste mecanismo, identificou que tanto a sua atribuição (administrativa),

dimensão (em potência disponível correspondente a 13% do consumo em portugal) e remuneração (custos

consideráveis) são desajustados para um serviço que nunca foi utilizado. Nesse sentido, a DG Comp, defende

que a interruptibilidade seja revista na sua dimensão e remuneração, sendo ajustada para um sistema

concursal, de atribuição por leilão, tendo dado o prazo de 1 de novembro de 2018 para se proceder às

referidas alterações.

Não são conhecidos desta comissão demais avanços neste processo.

O SEE João Galamba apenas referiu na CPIPREPE que:

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«O único processo que foi concluído e em que já houve notificação foi aquele que foi noticiado na semana

passada, sobre as barragens, sobre o domínio hídrico. (…) Sobre os outros processos abertos, (…)

nomeadamente o da interruptibilidade, ainda não fomos notificados, portanto, do que sabemos, eles não estão

encerrados. (…).»

Não obstante reconfirmou que terão de rever o mecanismo da interruptibilidade:

«Não iremos suspender agora o regime de interruptibilidade como ele existe, mas há um compromisso da

parte do Governo de o rever nesse quadro geral, portanto, de rever todos os serviços de sistema e de fazer

uma revisão geral deste quadro.»

Conclusões

1. Entre 2011 e 2018, o serviço de interruptibilidade custou aos consumidores 727M€. Esse valor resulta

do redimensionamento do serviço de interruptibilidade em 2010.

2. Esse redimensionamento correspondeu a diversos objetivos:

○ Promover a transição de unidades grandes consumidoras de eletricidade para o mercado liberalizado;

○ Fazer face a um sobrecusto pontual na ordem dos 70M€ na rede de distribuição com impactos tarifários

nas empresas;

○ Estimular investimentos em equipamentos destinados a melhorar a eficiência de unidades industriais e

comerciais afetadas por oscilações na distribuição elétrica;

○ Subsidiar empresas grandes consumidoras de eletricidade.

3. Durante vários anos, não se realizaram os testes previstos na portaria de 2012.

4. Este serviço chegou a ser pago a prestadores que não estavam em efetivas condições de o prestar,

como demonstra a redução de custos pela introdução de testes. Não há registo de aplicação de qualquer

sanção.

Recomendações

1. Imediata adoção de um teto para estes custos, atendendo à potência interruptível que corresponda às

reais necessidades do SEN;

2. Redução de custos no curto prazo, com a criação de regime concorrencial, desenhado por escalões de

potência interruptível por unidade de consumo;

3. Preparação de um novo quadro para este serviço redimensionado considerando a integração de novos

instrumentos de disponibilidade do lado da procura e da oferta.

Capítulo 8

Medidas sob a aplicação do Memorando de Entendimento com a troika

Em 2011, na sequência do Programa de Assistência Financeira e do Memorando de Entendimento, o

governo assumiu compromissos em diversas áreas do setor energético.

No Ponto 5 do Memorando, «Energy Markets», o Governo comprometeu-se a rever políticas específicas do

setor energético para combater o défice tarifário e assegurar a sustentabilidade do SEN.

Entre vários objetivos, as áreas de intervenção que importam à CPIPREPE, eram elencadas subáreas para

as quais era indicada a necessidade de medidas concretas:

● 5.6 Redução de rendas com CMEC e CAE

● 5.7 Revisão da lei da cogeração

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● 5.9 e 5.10 Negociação e revisão em baixa das tarifas feed-in com os produtores PRE existentes e para

futuros concursos

● 5.13 Revogação do mecanismo de garantia de potência e regulamentação de novo regime

● 5.15 Eliminação do défice tarifário até 2020 e estabilização até 2013

1. Do Memorando inicial à segunda revisão

1.1 O modelo de equilíbrio preparado por Henrique Gomes e as propostas da EDP

As primeiras diligências de Henrique Gomes na Secretaria de Estado da Energia foram no sentido da

preparação de um modelo de sustentabilidade do SEN, em que participa como consultor externo a Boston

Consulting Group.

«Depois de conhecer o modelo e de saber quais eram os desequilíbrios, a preocupação foi a de tentar

identificar medidas para eliminar a prazo os excessos e equilibrar. E o nosso objetivo político passou a ser o

de os custos, até 2020, em termos reais, não subirem mais do que de 1% a 1,5% e de, quando chegássemos

a 2020, não haver défice. Esse era o nosso objetivo. Para lá chegar, havia várias medidas e andámos a

preparar algumas delas. Uma das medidas era esta: já que os custos, relativamente às emissões de CO2,

eram produzidos no seio do sistema energético e penalizavam porque, sendo incorporados os custos dos

produtores, aumentavam, a ideia era que parte desses custos, cerca de 80%, revertesse não para um fundo

de carbono para outras atividades, mas para o setor — até porque, sendo parte substancial desses custos

gerados pela PRE, isto é, pelas renováveis, fazia todo o sentido que parte desses custos (e na hora

apontámos para os 80%) revertesse para o setor. Esta foi uma medida que identificámos e que era importante.

Depois, havia outras medidas (que eram a garantia de potência, pequenos cortes, etc.). Até que chegámos

— aliás, chegámos muito rapidamente — à necessidade de ter uma contribuição sobre o sistema. Essa

contribuição era sobre o potencial de geração (…) envolvia todos os produtores menos os miniprodutores da

microgeração e da minigeração, e todos aqueles que tivessem contratos ou tarifas que tivessem vindo de

leilões ou de algum sistema de mercado. Tudo o resto sofreria a contribuição».

(Henrique Gomes)

Na sequência da assinatura do Memorando de Entendimento com a troika, em maio de 2011, a tutela da

Energia inicia um processo negocial com os produtores de eletricidade com vista ao cumprimento das medidas

previstas naquele documento.

A partir de agosto de 2011, realizam-se reuniões com a EDP, que logo nos primeiros dias daquele mês,

apresenta, em reunião com o Secretário de Estado da Energia, a sua primeira proposta, sinalizando a sua

disponibilidade para financiar em 1200 milhões de euros um conjunto de medidas que vem propor,

considerando «importante, que, simultaneamente, seja definido um enquadramento que remunere

adequadamente estes créditos pelo custo de capital da empresa e se criem as condições para a securitização

dos elevados montantes em causa». Com efeito, as medidas propostas pela EDP procuram evitar cortes

permanentes de custos (exceto no sobrecusto das cogerações com mais de 15 anos), substituindo-os por

diferimentos temporais, nomeadamente do sobrecusto da PRE, da revisibilidade dos CMEC de 2012 e 2013 e

da interruptibilidade. Estes diferimentos foram analisados no capítulo 6).

Na sequência das conversações posteriores, a EDP remete em 4 de outubro de 2011 um novo documento,

em que volta a sistematizar as suas propostas:

● Diferimento temporal dos sobrecustos com a Produção em Regime Especial (PRE);

● Revisão da taxa de juro aplicável ao cálculo da anuidade do montante inicial dos CMEC (e eventual

extinção negociada do regime de CMEC para centrais a determinar);

● Reformulação do prazo de tarifa bonificada garantida aplicável à produção de eletricidade com

tecnologia eólica (parques existentes cuja capacidade não foi objeto de procedimento concursal);

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● Revisão da remuneração aplicável à cogeração;

● Estabilidade legislativa e regulamentar, em particular no que se refere à Garantia de Potência;

● Captação do valor inerente às licenças de CO2.

A EDP refere então «aceitar» uma taxa de juro da dívida tarifária correspondente aos títulos de dívida

pública alemães acrescida de 5% e propõe ainda a alteração das regras para a titularização dos CMEC

estabelecidas no Decreto-Lei n.º 240/2004, que prevê que a taxa de 7,55% seja revista em caso de

titularização do respetivo montante, passando nessas circunstâncias a ser aplicada a menor das duas taxas

(5,22% na portaria de 2007). Em outubro de 2011, a EDP propõe ao governo uma redução da taxa 7,55% para

6,5%, em troca da perda do direito do sistema de beneficiar de uma taxa mais baixa em futuras titularizações

(este tema é analisado em maior detalhe no capítulo 6).

Analisando as propostas da EDP em carta enviada ao ministro Álvaro Santos Pereira, o secretário de

Estado Henrique Gomes critica a primazia dada na proposta da empresa a medidas de diferimento de custos,

como o diferimento do sobrecusto da PRE, que, segundo Henrique Gomes «deveria ser a última medida a

utilizar no ajustamento das tarifas, minimizando a criação de nova dívida, e não como primeira solução que

torna desnecessária qualquer outra. A perspectiva da EDP não é essa, porque com a aplicação deste

mecanismo resolve o problema do curto prazo (a sua perspectiva de sustentabilidade no longo prazo é vã) e

ainda ganha com a remuneração do financiamento da dívida».

A outra proposta da EDP foi aceitar a revisão da taxa da componente fixa dos CMEC para 6,5%, em

contrapartida do direito a absorver os ganhos resultantes da titularização daquelas anuidades. Na mesma

carta, Henrique Gomes considera esta proposta «uma tentativa de aproveitamento do momento de pressão

sobre os preços da electricidade, uma vez que se consubstancia no abdicar pelo sistema de uma opção, e

correspondente valor, de que hoje dispõe».

1.2 A queda da contribuição especial proposta por Henrique Gomes

Em outubro de 2011, o gabinete do Secretário de Estado da Energia continua a preparação da contribuição

especial constante do modelo de equilíbrio preparado pela Secretaria de Estado, prevendo uma receita anual

de 230 milhões de euros. O valor atualizado líquido da redução dos cash-flows esperados da EDP até 2020

seria de cerca de –675 M€, representando os CMEC 44% deste valor e a Garantia de Potência (atribuída em

2010 a centrais que operam desde 2004) cerca de 49%.

Esta contribuição incidiria sobre a potência instalada, sendo a taxa variável em função do regime de

produção e tecnologia utilizada. A contribuição não seria repercutível nas tarifas nem no cálculo dos CMEC.

Estariam isentos do pagamento da contribuição os produtores sem apoio aos custos de produção ou tarifa de

venda garantida, bem como os que tenham obtido as suas licenças por concurso.

A receita obtida seria consignada a um Fundo cujo objetivo seria a aquisição de créditos que integram o

défice tarifário (créditos dos operadores regulados ou de terceiros a quem tenham sido cedidos sobre os

consumidores), sendo estes depois extintos mediante decisão do Governo.

O impacto no encaixe com a futura privatização seria de cerca de –135 M€ (20% do efeito no valor total da

empresa), que comparava com o valor atualizado líquido da receita da Contribuição de cerca de +1500 M€.

No entanto, segundo Henrique Gomes e Álvaro Santos Pereira, o Ministro das Finanças, Vítor Gaspar,

considerou que a introdução desta contribuição constituiria um fator de perturbação da 7.ª fase de privatização

da EDP, prevista no Memorando, retirando-a do processo de preparação do Orçamento do Estado para 2012.

Para Carlos Moedas, Secretário de Estado Adjunto do Primeiro-Ministro e responsável pela ESAME, «nas

vendas de empresas, é importantíssimo que as pessoas sintam que há confiança entre as partes e qualquer

medida unilateral quebraria essa confiança».

«No Ministério da Economia tínhamos estimado que o impacto da contribuição especial nos cash-flowsda

EDP seria de cerca de 700 milhões. (…) E estimámos que, devido aos valores de que estávamos a falar da

privatização, um pouco mais de 21%, o impacto na privatização seria de cerca de 140 milhões. Portanto,

esses foram os números que utilizámos no Ministério das Finanças».

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(Álvaro Santos Pereira, Ministro da Economia, 2011-2014)

«[Dar prioridade à privatização da EDP sem prévia correção das rendas excessivas pagas ao setor] não foi

uma atitude inteligente. A única maneira correta de fazer as coisas era limpar, porque tínhamos limpo isto,

calmamente, tínhamos entrado na privatização, calmamente, e com o setor potencialmente em equilíbrio,

sempre o disse. (…) Ainda hoje há tensões neste setor porque a casa nunca foi limpa».

(Henrique Gomes)

O sucessor de Henrique Gomes na Secretaria de Estado da Energia, Artur Trindade, assumiu perante a

CPIPREPE que as medidas que posteriormente implementou foram limitadas pela recente privatização da

EDP, que terá inibido medidas mais incisivas:

«É evidente que este facto condicionou, de forma muito relevante, a aplicação de um conjunto de outras

medidas – aliás, a própria troika que muito falou na necessidade de implementar as reduções de custos e os

cortes, nunca aceitou sacrificar a privatização a esses cortes. Porquê? Porque, de facto, a troika era um

conjunto de credores, a privatização implicava venda, a venda implicava receita e os credores gostam que as

entidades a quem emprestam dinheiro tenham receita. (…) Acho que para haver uma coerência total, se a

troika identificava que havia rendas excessivas, então, pelo menos, deveriam ter alterado a prioridade dos

fatores e dito: ‘vocês não privatizam nada enquanto não acabarmos com as rendas’. Não foi isso que fizeram!

‘Privatizem, tragam para cá o dinheiro que nós precisamos dele’, disseram. Isto é completamente

contraditório.»

(Artur Trindade, Secretário de Estado da Energia, 2012-2015)

1.3 A privatização face às medidas do Memorando

No início de dezembro, na sequência do abandono pelo governo do projeto de contribuição especial do

setor elétrico preparada no ministério da Economia, a segunda revisão do Memorando adita a medida 5.15:

«Serão tomadas medidas para colocar o SEN numa trajetória sustentável, para eliminar o défice tarifário

em 2020 e assegurar a sua estabilização em 2013. Este prazo é sujeito a uma revisão baseada num relatório

a propor pelo governo que especificará também como serão corrigidas as rendas excessivas na produção nos

regimes ordinário (CMEC, CAE, garantia de potência) e especial (cogeração e renováveis). Esta proposta

considerará os méritos de um largo espectro de medidas que cobrirão todas as fontes de rendas».

(Medida 5.15 do Memorando)

A existência de um compromisso expresso do governo português com as instituições internacionais no

sentido da redução das rendas excessivas no setor era a informação disponível aos concorrentes à

privatização no momento de realizarem as suas ofertas – a privatização foi dispensada de prospeto.

Porém, aquele compromisso não terá sido considerado pelos compradores, afirma Eduardo Catroga, que

veio a representar o acionista China Three Gorges no Conselho Geral e de Supervisão (CGS):

«Não sei se esses memorandos de entendimento têm o valor que têm. Não têm valor jurídico

absolutamente nenhum em relação aos compromissos legais e contratuais do Estado português. Não há

nenhum Governo do País que infrinja… Portanto, nunca passou pela cabeça nem dos concorrentes chineses,

que pagaram um prémio de preço muito elevado, nem dos concorrentes alemães, nem dos concorrentes

brasileiros, que o Governo português não ia continuar a ser um Estado de direito. Umas propostas do

memorando são executadas, outras não são executadas. O memorando da troica nesta matéria é muito

imperfeito, como o é, aliás, também noutros segmentos. Não é uma Bíblia. É, quanto muito, um quadro de

referência.»

(Eduardo Catroga, presidente do CGS da EDP)

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1.4 Do relatório sobre rendas no setor eletroprodutor à demissão de Henrique Gomes

O relatório de que o governo ficou encarregado na medida 5.15 – «Rents in the electricity generation

sector» – foi preparado durante o mês de janeiro de 2012, incorporando como anexo o estudo encomendado à

CEPA – Cambridge Economic Policy Associates. A CPIPREPE apurou que este estudo teve duas versões.

A primeira versão, com data de 31 de janeiro de 2011, foi encontrada no arquivo do Ministério da

Economia. É a versão que Henrique Gomes entregou ao ministro e que este encaminhou a Carlos Moedas, o

membro do governo responsável pela Estrutura de Acompanhamento do Memorando (ESAME). Como

medidas propostas estão cortes na cogeração, a revisão do regime do CO2, o corte na garantia de potência e

o corte na duração do subsídio às mini-hídricas.

De acordo com Tiago Andrade e Sousa, chefe de gabinete de Henrique Gomes (e também do seu

sucessor, Artur Trindade), o então secretário de Estado considerou não ter condições para intervir sobre as

remunerações dos CMEC e da PRE eólica, não incluindo esses temas na sua proposta.

«O engenheiro Henrique Gomes entendeu, face ao abandono do tema da contribuição, que não existiria, à

data, uma terapêutica no tocava aos CMEC e à PRE, e, neste caso, estamos basicamente a falar na eólica

(…) Este documento foi objeto de alguma discussão entre o Ministério da Economia e a ESAME e houve uma

série de reuniões posteriores — estamos a falar de dezembro, início de janeiro — no sentido de o consolidar.

Creio que o que estava a passar-se tratava-se, acima de tudo, de mensagens políticas».

(Tiago Andrade e Sousa, chefe de gabinete de Henrique Gomes, 2011-2012)

Deste trabalho conjunto entre as equipas do Ministério da Economia e da ESAME, resulta, a 9 de fevereiro,

a segunda versão do referido relatório, a única efetivamente entregue à troika. Este segundo documento

nunca foi encontrado nos arquivos do governo no seguimento dos pedidos da CPIPREPE, tendo sido obtido

junto da OCDE (que o cita num estudo sobre a economia portuguesa).

Nesse documento é acrescentada, em termos em tudo semelhantes aos da proposta adiantada três meses

antes pela EDP, a medida de extensão da tarifa garantida das centrais eólicas, bem como uma proposta de

redução da taxa de juro da componente fixa dos CMEC de 7,55% para 6,86% (poupança de 4M€/ano). Como

já abordado no capítulo 1, o Governo veio a negociar, como parte de um pacote de medidas acordadas com a

EDP, uma correção no valor de 14M€/ano.

As condições políticas do exercício do cargo de secretário de Estado da Energia degradaram-se ao longo

destas semanas, porquanto Henrique Gomes, assumindo a derrota do seu projeto de contribuição, manteve

diversas intervenções públicas que causaram incómodo no governo:

A opinião pública tinha de saber ou devia saber quais eram os excessos — Pronto! E cada vez que eu

falava nos excessos ou nas rendas excessivas, etc., o Ministro ficava muito atrapalhado e dizia: «Henrique, já

lhe disse várias vezes que não pode ser, não pode falar em rendas excessivas. Está proibido de falar de

rendas excessivas», e eu pensava: «Mas como é que eu faço? Eu não me calo!». Eu não me calava mesmo e

não lhe tornei a vida fácil e disso já me penitenciei há bocado. Entretanto, para eu não falar de rendas

excessivas, o Ministro começou a querer ver os discursos, etc. E um belo dia eu ia ao ISEG e ele olhou para o

discurso e tinha lá os preços, tinha lá os problemas. Ainda da parte da manhã ele disse-me que eu não podia

falar e eu disse-lhe que não falava e que dessa vez é que me ia embora.

Com a substituição de Henrique Gomes por Artur Trindade em março de 2012, iniciam-se negociações com

os produtores para dar sequência às medidas previstas no relatório enviado à troika. Essas negociações têm

lugar, por um lado, com a EDP e, por outro, com os produtores de energia renovável representados pela

APREN (destas negociações e dos seus resultados é dada conta no capítulo 11).

Em abril de 2012, é obtido acordo entre a EDP e o governo para a redução da taxa de juro da componente

fixa dos CMEC, de 7,55% para 4,72%. Essa redução é aceite tendo como contrapartida um conjunto de

garantias dadas pelo governo à EDP quanto aos termos da futura reposição do pagamento da garantia de

potência e quanto ao cálculo da remuneração da dívida tarifária detida pela EDP.

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Na sequência deste acordo, o Decreto-Lei n.º 32/2013 vem alterar o Decreto-Lei n.º 240/2004 para fixar as

condições de alteração daquela taxa – «cujos termos e condições para a sua aplicação são aprovados por

portaria do membro do Governo responsável pela área da energia, após proposta apresentada pelo produtor».

Pela portaria 85-A/2013, Artur Trindade fixa aquela taxa, «em conformidade com os pressupostos e a

metodologia constantes da proposta apresentada pela EDP».

Na CPIPREPE, o então presidente da ERSE, Vítor Santos, que deu parecer positivo à portaria, reconheceu

que nunca teve conhecimento do conteúdo daqueles pressupostos e metodologia.

«A minha interpretação foi a seguinte: esta não é uma decisão unilateral, é uma decisão que não pode ser

perspetivada do ponto de vista jurídico como tendo sido uma decisão unilateral do governo. E a circunstância

de se mencionar, no despacho ou portaria, já não estou certo, que até tinha havido uma proposta

metodológica da EDP, era no sentido de retirar espaço de manobra, por parte da EDP, em termos de

contestação da decisão do governo, isto é, em termos de litigância. Foi algo que foi mencionado pelo governo

para sinalizar que o processo não tinha resultado de uma decisão unilateral, mas que tinha havido uma

interação e que até tinha havido uma proposta metodológica — é normal que, num processo desta natureza,

haja proposta metodológicas — da parte interessada. Gostava de partilhar com os Srs. Deputados, de forma

inequívoca, que não tinha conhecimento, obviamente, daquilo que foi hoje referido e é uma coisa,

sinceramente, que me deixa muito penalizado, se é que essa situação corresponde à verdade. Não tive

acesso a nenhuma informação sobre essa matéria, não fiz a interpretação de que isso pudesse ter

acontecido.»

(Vítor Santos)

Na sua audição, o ex-Secretário de Estado da Energia (2015-2018), Jorge Seguro Sanches, atribui

consequências de longo prazo ao Decreto-Lei n.º 32/2013:

Há pouco mais de um ano a Assembleia da República aprovou uma resolução no sentido de recomendar

ao Governo cortes nas rendas da energia em especial nos CMEC, penso que a designação era mais ou

menos esta, e o Governo procurou, não só pela nossa natural vontade de fazer reforma neste setor, como

também, sem alterar a lei, sendo apenas rigoroso e colocando acima de tudo o que está na lei e o que está

nos contratos, encarar esse problema.

Todavia, como já disse, surgiram duas condicionantes: primeira condicionante é o Decreto-Lei n.º 32/2013.

Porquê? Porque a fixação das taxas de juro dos CMEC, em 2007, resultou de um ato do Governo – era assim

que era feito –, mas, a partir de 2013, passou a ser não por um ato do Governo mas sob proposta do produtor.

Ora, isto subverte completamente a questão e, portanto, o Secretário de Estado da Energia, na altura, em

funções, há cerca de um ano, escreveu à EDP Produção manifestando vontade de entabular negociações ou

conversações no sentido de baixar a taxa de juro dos CMEC e do lado de lá veio a resposta: não. Isto apesar

de o Governo estar com o documento da ERSE no qual me dizia que a taxa de juro podia baixar

substancialmente, mas o que aconteceu em 2013 foi que os CMEC foram blindados na taxa de juro.

Portanto, a partir de 2013, a não ser que, efetivamente, quiséssemos entrar numa situação de litígio, na

qual, na minha opinião, não tínhamos razão, a partir de 2013 quem fixa a taxa de juro passou a ser a empresa,

a EDP, e deixou de ser o Governo, que era o que acontecia até então».

(Jorge Seguro Sanches)

Na sua audição, Artur Trindade refuta a ideia da blindagem da taxa no Decreto-Lei n.º 32/2013:

Se o Sr. Deputado ler bem o Decreto-Lei também não diz lá isso. Ele até podia ter proposto 4,72 e eu

publicava 3,5… estava a cumprir com a lei, não estava a cumprir com o acordo, mas estava a cumprir com a

lei. Uma coisa é a lei, outra coisa é a portaria, outra coisa são as expectativas — repito — legítimas do

produtor. É tão legítima como uma promessa que o Governo faz ao cidadão de que vai baixar a luz. É uma

promessa legítima, é um acordo mas não é um contrato. O pedido de parecer à ERSE é um pedido naquilo

que é o circuito legislativo. Portanto, era interpretação minha e dos meus juristas que a generalidade dos

diplomas sobre o setor elétrico, neste caso tinham de ir pedir parecer à ERSE, especialmente aqueles sobre

este tipo de temas. E, portanto, eu não podia fazer um diploma sem ouvir a ERSE.

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(Artur Trindade)

2. Os três pacotes de medidas de equilíbrio do SEN

Houve primeiramente um conjunto de medidas aprovadas em maio de 2012, que no entanto, acabou por

não ser suficiente para cumprir o objetivo enunciado de limitar o aumento das tarifas de energia elétrica em

1,5% ao ano mais inflação, o que levou a criação de novas medidas, aprovadas por fases, concretizando-se

em três pacotes de medidas.

Este conjunto de medidas tinha como objetivo fundamental a eliminação progressiva do défice e a dívida

tarifária, tendo como horizonte de referência 2020, nos termos do gráfico abaixo, que foi apresentado na CPI,

tanto por Artur Trindade como por Carlos Moedas.

2.1 Primeiro pacote de medidas

O primeiro pacote de medidas foi aplicado em maio de 2012, no âmbito da sétima avaliação da troika, com

a convicção que seria suficiente para atingir o objetivo da eliminação da dívida tarifária em 2020. Este pacote

resumia-se a cortar nas rendas excessivas dos instrumentos identificados, e que se apresentam no quadro

abaixo.

Pedro Cabral, na sua apresentação inicial à CPIPREPE, deu a conhecer a estimativa de poupanças feita

em maio de 2012, na apresentação do pacote de medidas: 700, 165 e 385 M€, relativos a cortes de

remuneração da cogeração, da anuidade dos CMEC e da garantia de potência, respetivamente, num total de

1635 M€. Em outubro 2013, o governo atualiza em alta aquela estimativa no momento em que apresenta o

segundo pacote de medidas (v. Quadro 1). Não se conhece a razão desta diferença.

Acresce a estas medidas a afetação de 80% das receitas dos leilões de CO2 ao SEN, aprovado pelo

Decreto-Lei n.º 38/2013 e concretizado na Portaria n.º 3-A/2014.

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Primeiro pacote de medidas, aprovado em maio de 2012, para eliminação da dívida tarifária (em

milhões de Euros) (Dados Governo)

Medidas Ato legislativo Descrição Montante total [M€]

Período

Cogeração Portaria n.º 140/2012

Redução dos subsídios pagos aos produtores de eletricidade em cogeração

996 2012-2025

Extensão FiT Decreto-Lei n.º

35/2013

Acordo de redução de custos alcançado com os produtores eólicos que beneficiam do regime remuneratório anterior a 2005

151 2013-2020

Limitar custo mini hídricas

Decreto-Lei n.º 35/2013

Introdução de um limite de 25 anos para a duração da tarifa garantida das pequenas

centrais hídricas 285 2013-2030

Redução taxa anuidade CMEC

Decreto-Lei n.º 32/2013,

Portaria n.º 85A/2013

Redução dos custos com o CMEC, através da redução da taxa da anuidade

da parcela fixa de 7,55% para 4,72% 205 2013-2027

Garantia de Potência

Portaria n.º 139/2012, Portaria n.º 251/2012

Substituição do mecanismo anterior, por um novo regime de maior racionalidade e

menor incerteza 443 2012-2020

Total 2080 M€

Enquanto as medidas de redução de custos em cogeração, mini-hídricas, CMEC e garantia de potência

representavam um contributo efetivo para a redução do défice tarifário, a compra de uma extensão de preços

garantidos às eólicas (Decreto-Lei n.º 35/2013) tem sido questionada como redução custos. Considerando as

conclusões do capítulo 11 deste relatório, esta medida não pode ser considerada como redução de custos.

Assim, o impacto atribuído por vários inquiridos (Artur Trindade, Álvaro Santos Pereira, Jorge Moreira da Silva)

a este primeiro pacote (2080 M€), assumindo que as metas das restantes medidas foram alcançadas, deve ser

corrigido para 1929 M€.

Relativamente às receitas das licenças de CO2 a afetar ao SEN, Álvaro Santos Pereira estimava-as em

1800M€, entre 2014 e 2020. No entanto, os cálculos da ERSE (relatórios anuais de «Proveitos e

Ajustamentos»), até 2019 tinham sido angariados apenas 378 M€, o que mesmo considerando uma trajetória

linear para o período total 2014-2020, atingiria um total de apenas 464 M€, cerca de 26% do previsto. Esta

receita configura uma perda de receita do Estado a favor do SEN, não representando por isso corte ou

poupança.

2.2 Segundo pacote de medidas

O segundo pacote de medidas foi aprovado em outubro de 2013, no quadro da 8.ª e da 9.ª avaliação da

troika, na sequência da constatação de que o primeiro pacote não seria suficiente para a eliminação do défice

tarifário. A falta de alcance das medidas deveu-se a falhas nos pressupostos do primeiro pacote (estagnação

do consumo, descida do preço do CO2, novas medidas legislativas espanholas que desequilibraram o

mercado ibérico).

As medidas aprovadas encontram-se resumidas no quadro seguinte.

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Quadro 2 – Segundo pacote de medidas, aprovado em outubro de 2013, para eliminação da dívida

tarifária (em milhões de euros) (Dados Governo)

Medidas Ato

legislativo Descrição

Montante total [M€]

Período

Clawback Decreto-Lei n.º 74/2013

Eliminação da distorção de mercado provocada pelas medidas fiscais

introduzidas em Espanha 300-500 2014-2020

Harmonização tarifária

Introdução de incentivos à eficiência de custos no mecanismo de harmonização

de tarifas aplicável às Regiões Autónomas

160-200 2014-2020

Remuneração terrenos

Portaria n.º 301-A/2013

Revisão da remuneração dos terrenos hídricos

100-120 2014-2020

Serviços de Sistema

Portaria n.º 301-A/2013

Despacho n.º 4694/2014

Correção das distorções no mercado de serviços de sistema

300-400 2014-2020

Contribuição centrais carvão

Não aplicada Contribuição das centrais de carvão para

o SEN 150-170 2014-2020

Total

Total (sem carvão) 1010-1390 M€ 860-1220 M€

2.2.1 A medida para a eliminação da distorção de mercado provocada pelas medidas fiscais

introduzidas em Espanha (Clawback)

Relativamente à medida Clawback (aprofundada no capítulo 13), as poupanças enunciadas seriam entre

300 e 500 M€.

As sucessivas alterações legislativas levaram a que os valores cobrados sejam bastante díspares

relativamente ao esperado. Segundo a ERSE nos seus documentos anuais de «proveitos permitidos», até

2019 só teriam sido angariados 192,5 M€, o que extrapolando para o período 2014-2020, totaliza 234,6 M€,

entre 47% a 78% do valor inicialmente previsto.

2.2.1.1. Contexto e legislação associada

Em 2013 é aprovado o Decreto-Lei n.º 74/2013, que aprova o mecanismo de «clawback» (retenção,

restituição) para a eliminação da distorção de mercado provocada pelas medidas fiscais introduzidas em

Espanha. O seu preâmbulo clarifica o contexto e necessidade desta medida:

«Importa instituir um mecanismo regulatório destinado a corrigir o desequilíbrio entre produtores de energia

elétrica, originado por distorções resultantes de eventos externos ao mercado grossista da eletricidade e, de

igual modo, evitar que o funcionamento anómalo do mercado se repercuta nos produtores e consumidores

portugueses. Esse objetivo é alcançado através da repartição, em função do impacto registado na formação

dos preços, dos custos de interesse económico geral.»

No seu artigo 4.º, n.º 1 – refere que:

«A repartição de custos (…), deve considerar, designadamente, os resultados de um estudo a elaborar, no

final de cada semestre, pela ERSE, (…) sobre o impacto na formação de preços médios da eletricidade no

mercado grossista em Portugal de medidas e eventos extramercado na UE e os seus efeitos redistributivos

nas diversas rubricas de proveitos que influem nas tarifas de energia elétrica».

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A Portaria n.º 288/2013 vem regular o procedimento de elaboração do referido estudo e o mecanismo de

repartição de CIEG a suportar pelos produtores em mercado, definindo a Portaria n.º 225/2015 a fórmula de

cálculo do valor a pagar por cada produtor.

Segundo o ex-secretário de Estado da Energia, Artur Trindade, esta medida visava:

«simplesmente ter em conta eventos fiscais (…) que estavam a acontecer em Espanha que poderiam

contribuir para um agravamento do preço. Não havendo esses mesmos efeitos em Portugal, ou até eles não

existirem, visava aplicar o valor líquido entre os impostos, o agravamento de impostos em Portugal e em

Espanha aos produtores que estivessem de fora das PRE, dos CMEC e dos CAE (…) para os equilibrar com

as suas contrapartes no MIBEL que estavam no lado de Espanha.»

2.2.1.2. Repercussão tarifária dos custos com a CESE e a tarifa social: dupla tributação ou dupla

compensação?

Em 2015, em vésperas de eleições, na definição dos parâmetros para as tarifas anunciadas em 15 de

outubro, o Despacho n.º 11566-A/2015 vem redefinir a fórmula de cálculo do clawback, com vista à

contabilização da CESE e da tarifa social como eventos extramercado nacionais dedutíveis ao valor da taxa

dos eventos extramercado UE.

Deste modo estava-se a legislar sobre a repercussão indireta da CESE (ponto 11) e da tarifa social (ponto

12) através da lei do clawback. Este decreto permitia então uma dedução das empresas dos valores pagos

com a CESE e a tarifa social de 75% em 2015 e 2016, e de 100% a partir de 2017.

Artur Trindade defende que, em termos líquidos, o consumidor paga menos:

«Comecei a receber, por parte das empresas afetadas por este decreto-lei, comentários que considerei

relevantes e perigosos. Se eu não considerasse, pelo menos, qualquer «coisinha» de impostos pagos em

Portugal, em primeiro lugar não estava a cumprir o decreto-lei e, em segundo lugar, estaria a impor os

impostos de Espanha a Portugal e a somar os impostos de Portugal. (…)

Enfim, admito que pudesse passar dos 0,75 para os 0,5 e se pudesse alterar ligeiramente, mas não pôr

nada e não fazer «isto» pelo líquido seria dar um argumento de inconstitucionalidade ao decreto-lei, seria

acabar com ele e seria dar às empresas argumentos para não pagarem nada no decreto-lei. (…)

Eu ponho-os a pagar 6,5 nesse despacho que aí está e depois digo: «Podem deduzir 75% da CESE e 75%

da tarifa social», que equivaliam aos tais 2€ a 3€/MWh. Ou seja, estou a pô-los a pagar 4 e tal, em vez dos

2,5! Estou a subir o que eles vão pagar, porque achava que havia espaço para isso. Se eu não tivesse posto

esses números nesse despacho, continuava a cobrar-se os 2,5€, continuava a cobrar-se menos! Esta foi uma

forma de matar dois coelhos com um mesmo tiro!»

Artur Trindade

O ex-Secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, referiu na comissão que havia uma grande

pressão em torno da repercutibilidade da CESE, nomeadamente na revisibilidade dos CMEC:

«Sempre que recebia algum dos acionistas da EDP, (…) vinham falar em duas questões, a tarifa social e a

CESE e, depois, a partir de certa altura, do clawback. Portanto, são estes os temas que sempre foram

colocados e sobre eles havia que atuar legalmente. (…) Foi uma reunião realizada comigo e com o Sr. Ministro

da Economia. E, aliás, toda a questão dos CMEC começa aqui. Pode ler-se: «Com base no acordo e

entendimentos transmitidos aos novos acionistas, a EDP comunicou ao mercado e tem assumido nas suas

contas desde 2014 o montante da CESE líquido, contribuição paga por centrais CMEC»,

(…)

Não obstante, já durante o mandato de Jorge Seguro Sanches, e após o pedido à ERSE da definição de

novo valor para os eventos extra mercado a considerar no âmbito da UE, esta medida volta a ser alvo de novo

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Despacho n.º 7557-A/2017, redefinindo a taxa que passa de 6,5€/MWh a 4,7 €/MWh e a acabando com a

dedução retroativamente:

No seu estudo de avaliação do impacto de eventos extramercado na formação do preço de mercado

grossista sob o efeito do Decreto-Lei n.º 74/2013, a ERSE considera que esta repercussão chega a constituir

uma «dupla compensação»:

«Existe evidência estatística de que os agentes portugueses já repercutiram nas ofertas em mercado o

valor dos pagamentos da CESE, pelo que o seu efeito no preço de mercado já se encontra incorporado na

análise efetuada no estudo. Daqui decorre que qualquer nova compensação teria o caráter de uma dupla

compensação».

«Em outubro de 2017, quem me sucedeu resolveu alterar isso e fazer as contas de outra maneira —

anulou os 6,5, publicou os 4,7 e, depois, deixou de deduzir (…). O efeito líquido não sei qual é, mas não é todo

dedução (…). Mas o saldo só é positivo por causa de uma coisa: anulou-se a dedução para trás e cobrou-se

6,5 para trás, retroativamente, o que, do ponto de vista jurídico, não vou comentar. (…) para trás não pode

deduzir-se e cobram-se os 6,5; para a frente é todo um mundo novo e passa a cobrar-se os 4,7, também sem

deduzir. Hoje em dia está a cobrar-se zero (…).»

(Artur Trindade)

Artur Trindade reforça ainda a sua tese de que a medida é correta, recusando que se trate de uma

repercussão e lamentando a atuação do seu sucessor:

«Não é repercutir, mas sim cobrar, cobrar pelo valor líquido. Diria até de outra forma: se não deduzisse

esse valor da CESE e da tarifa social, no fundo, as empresas estariam a pagar duas vezes. O que se faz com

esta medida é pôr as empresas a pagar a CESE e a tarifa social duas vezes, o que é mais um argumento para

lhes dar capital de queixa e para poder até permitir-lhes que ganhassem, noutras arenas, ações contra o

Estado».

Assim, em 2016 e 2017, a CESE e tarifa social foram repercutidas nos consumidores, até em 2017 ser

emitido um novo Despacho n.º 9371/2017, declarando a nulidade parcial do 11566-A/2015, de modo a que os

valores que tinham sido repercutidos em 2016 e 2017 na tarifa pudessem ser recuperados pelo SEN (cerca de

100 M€).

2.2.1.2.1 A ilegalidade da repercussão da CESE e da tarifa social

Para contestar a decisão do governo em 2017, a EDP contratou estudos a duas consultoras, a Poyry e a

FTI Compass-Lexecon sobre a definição dos parâmetros relacionados com a fórmula de cálculo introduzida

pela Portaria n.º 225/2015, concluindo que uma taxa que nivele a concorrência entre produtores, terá sempre

de considerar uma dedução de 100% desses mesmos custos, sejam eles fixos ou variáveis. Afirmam por isso

que, com a impossibilidade da dedução dos eventos CESE e tarifa social, os produtores sofrem dupla

tributação.

Pelo seu lado, a atuação do governo partiu das seguintes premissas jurídicas:

● A proibição da repercussão da tarifa social já foi objeto do Parecer n.º 39/2012 do Conselho Consultivo

da Procuradoria Geral da República e é explícita na própria lei da CESE:

«Artigo 5.º

Não repercussão

As importâncias suportadas pelos sujeitos passivos a título de contribuição extraordinária sobre o setor

energético não são repercutíveis, direta ou indiretamente, nas tarifas de uso das redes de transporte, de

distribuição ou de outros ativos regulados de energia elétrica e de gás natural, previstas nos regulamentos

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tarifários dos respetivos setores, não devendo a contribuição ser considerada, designadamente, para efeitos

de determinação do respetivo custo de capital».

● Só poderem ser incluídas nas tarifas de eletricidade, especialmente na sua componente de uso global

do sistema (UGS, que constitui uma componente fixa), contribuições impostas aos consumidores por via

da lei. Este despacho, ao determinar por ato administrativo a repercussão nas tarifas da eletricidade dos

custos suportados pelos produtores com a tarifa social e com a CESE, constituía a criação de uma nova

contribuição pecuniária sobre os consumidores, sendoportanto ilegal de acordo com o Código do

Procedimento Administrativo (artigo 161.º, ponto 2, alínea k): «São nulos: (…) Os atos que criem

obrigações pecuniárias não previstas na lei»;

● Os pontos 11 e 12 do referido despacho (relativos à dedução da CESE e da tarifa social no âmbito do

clawback) invocam que a determinação da repercussão se baseia no parecer da ERSE («identificado no

estudo a que se refere o n.º 1 do artigo 4.º do Decreto-Lei n.º 74/2013 [parecer da ERSE]»)quando o

referido estudo é omisso no que se refere à ponderação dos custos com a tarifa social e expressamente

afasta a ponderação dos custos com a CESE, por entender que tal constituiria uma sobrecompensação.

2.2.2 Remuneração dos terrenos do domínio hídrico

A Portaria n.º 301-A/2013 reduziu o custo com a remuneração dos terrenos, mantendo-se até ao ano de

2019, em cerca de 13 M€ anuais. Esta portaria, que enuncia como objetivo incentivar a REN a desempenhar

as suas responsabilidades de modo mais eficiente, manteve este custo estável como resultado de sucessivas

auditorias anuais que resultaram na atribuição de nota 3, que correspondem a uma taxa de remuneração de

0,1%. No seu relatório de proveitos permitidos e ajustamentos para 2019, adianta ainda que desde 2015 não

foram realizados relatórios de desempenho, pelo que decidiu assumir uma taxa de remuneração 0%.

Na CPIPREPE, Artur Trindade avaliou a poupança resultante da Portaria n.º 301-A/2014 em 106 M€.

2.2.3 Corte de remuneração dos serviços de sistema

Em 2014 é emitido o Despacho n.º 4694/2014, que decide a auditoria da REN e institui a respetiva

comissão de acompanhamento, a qual encomenda um estudo à consultora Brattle Group, com o objetivo de

quantificar as sobrecompensações ocorridas entre 2010 e 2014 no mercado dos serviços de sistema (este

processo será detalhado em capítulo próprio).

Em paralelo, o secretário de Estado Artur Trindade procura estancar as falhas no mercado de serviços de

sistema, definindo como preço de referência o do mercado de serviço de sistema espanhol e incluindo os

custos da tele-regulação na revisibilidade dos CMEC. Desta forma, o governo procurou prevenir que a EDP,

preterindo as centrais CMEC, limitasse a sua oferta de serviços de sistema às centrais em mercado.

Segundo declarações de Artur Trindade, em 2013, ao Diário Económico, estariam aqui 70% das poupanças

anunciadas com a medida dos serviços de sistema que constava no segundo pacote de medidas de redução

de custos (300M€ a 400M€). Os outros 30% estariam ligados à não inclusão na revisibilidade dos ganhos das

centrais CMEC no mercado de serviços de sistema.

2.2.4 Contribuição das centrais a carvão para o SEN

Esta medida nunca chegou a concretizar-se. Na CPIPREPE, Artur Trindade evoca-a como uma forma de

compensação pela extensão da operação de Sines:

«Chegámos a um acordo: estudar a hipótese de a EDP na utilização da central de Sines fazê-la no

mercado, vendendo a energia e pagando o carvão e uma parte desse ganho vir para o SEN através de um

pagamento, eventualmente, limitando os ganhos associados a esse patamar. Essa medida seria sempre, na

minha opinião, um ganho para o sistema».

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Porém na redação do documento que regista o acordo entre o governo e a EDP para a redução da taxa de

juro da componente fixa do CMEC, a natureza da medida é diferente de uma contribuição:

«Caso o Governo considere adequado, a EDP terá disponibilidade para estudar uma solução que permita

baixar o custo anual do CMEC fixo através da extensão do período da cobertura de risco da central de Sines a

partir do fim do ex-CAE. A solução terá de ser vista em conjunto com a central do Pego».

A «contribuição das centrais a carvão» assemelhava-se assim, no acordo que a previa, ao tipo de venda

antecipada de uma garantia de preços futuros que veio a ser acordada meses depois com os produtores

eólicos a título de «contribuição voluntária»:

Esta interpretação foi confirmada na CPIPREPE por António Mexia, presidente da EDP:

«O Estado queria, obviamente, receitas excecionais e propôs exploração para além dos CAE/CMEC. A

ideia era essa! Ou seja, disse «eu prolongo isto» — acho que já vimos isso em vários setores, vimos isso em

vários sentidos, temos visto isto durante muito tempo! —, mas propôs que «os senhores ficarão com um cap e

um floor»; que nunca chegou a ser discutido, mas que anda dentro de um cap e de um floor. Para nós, a ideia

não era má — sobretudo, sendo nós líderes nas renováveis, na altura, a nível mundial —, porque era óbvio

que tudo aquilo que estivesse associado ao carvão iria ter problemas. Portanto, apenas queria dizer que não

tirámos nenhuma vantagem, só sujeitámos isto a uma condição, a de que a Tejo Energia, ou seja, o outro

produtor de carvão, também aceitasse. Como não aceitou, não quisemos! Não quisemos, para não dar um

sinal, que já nos vinham preocupando, de que «os CMEC têm isto…».

(António Mexia)

Neste sentido, as poupanças totais com o segundo pacote podem ser corrigidas para cerca 800 M€.

2.3 Terceiro pacote de medidas

O terceiro pacote de medidas é provado em maio de 2014, na sequência da 12.ª avaliação da troika, e

advém da necessidade de uma medida adicional para a sustentabilidade do setor elétrico e do encargo dos

produtores com a redefinição das regras do apoio social dado aos consumidores economicamente vulneráveis.

Quadro 3 – Terceiro pacote de medidas aprovado (Dados Jorge Moreira da Silva, em audição à comissão)

Medidas Ato

legislativo Descrição

Montante total [M€]

Período

CESE Lei 83-C/2013 Contribuição extraordinária sobre o sector

energético 300 2014-15

Tarifa Social Decreto-Lei n.º 172/2014

Oneração dos produtores do pagamento da tarifa social

180 2015-2026

Total 480 M€

Neste terceiro pacote figura a CESE (contribuição extraordinária sobre o setor energético), aprovada no

orçamento do Estado para 2014 (artigo 228.º, Lei n.º 83-C/2013), e a medida da tarifa social que não é

analisada neste relatório por não visar a correção de uma renda excessiva.

Com a CESE, aprovada para 2014 e 2015 e fixada sobre os ativos das empresas de energia, isentando a

PRE, o governo esperava angariar um total de 300 M€, que deveria financiar o Fundo para a Sustentabilidade

Sistémica do Setor Energético (FSSSE) criado com o Decreto-Lei n.º 55/2014. Este tinha como objetivo

financiar “políticas do setor energético de cariz social e ambiental, de medidas relacionadas com a eficiência

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energética. Esta contribuição visa igualmente contribuir para a redução da dívida tarifária do Sistema Elétrico

Nacional (SEN), designadamente, através da minimização dos encargos decorrentes de custos de interesse

económico geral (CIEG)”.

A CESE, prevista pelo Governo PSD/CDS até 2018, foi mantida nos orçamentos de Estado subsequentes a

2015, estando hoje ainda prevista a sua continuação até à eliminação do défice tarifário.

Segundo a Autoridade Tributária, em 2014 e 2015 foram cobrados a título de CESE cerca de 90M€ anuais,

não tendo sido, no entanto, transferidos para o FSSSE quaisquer fundos à data de 31 de dezembro de 2015.

Cristina Portugal, presidente da ERSE, ouvida na CPIPREPE, mostrou que, embora de 2015 a 2017

tenham sido previstos nas tarifas 50 M€ anuais de transferências do FSSSE para os CIEG, apenas ocorreram

transferências reais de 5M€ e 25M€ nos anos 2016 e 2017, respetivamente, totalizando por isso cerca de 30

M€ para abatimento do défice tarifário.

Existe, portanto, uma grande disparidade entre as estimativas das receitas conseguidas com a CESE (300

M€) e a que foi realmente conseguida até à data (30 M€) para a diminuição da fatura dos contribuintes, o que

representa uma consolidação apenas de 10% do previsto.

Em 2018, foi aprovado o reforço do FSSSE através do Decreto-Lei n.º 109-A/2018 que passa a instituir a

alocação de ⅔ da CESE ao FSSSE, e no Orçamento do Estado para 2019 (Lei n.º 71/2018) o sector das

renováveis é chamado a contribuir, com exceção dos produtores em mercado.

Já em 2018, o secretário de Estado da Energia, João Galamba, declarou ao Jornal de Negócios, que tinha

chegado a um acordo com a EDP que iria voltar a pagar a CESE, o que representa cerca de 60M€/ano.

3. Impacto efetivo das medidas

Ao aprovar o terceiro pacote, Jorge Moreira da Silva afirma em entrevista ao Expresso nessa altura que

«Já não existem rendas excessivas no setor elétrico» dando como finalizada a redução de custos com os

pacotes aprovados:

«Dois (pacotes) muito orientados para a eliminação da dívida e do défice tarifário e o terceiro (que

apresentei no final da 12.ª avaliação da troika, em final de abril) muito orientado para as questões sociais e

para a competitividade das empresas. No total estamos a falar de cortes no setor energético de 4,4 mil milhões

de euros, até 2020».

Nesta comissão foram vários os números dados para o impacto destes pacotes pelos seus principais

responsáveis: 2100M€ do primeiro pacote, 1500 M€ do segundo pacote, 300M€ do terceiro pacote. No total,

cerca de 3000-3400M€ no setor elétrico e a 4000-4400M€ no total do setor da energia.

O Ministro Jorge Moreira da Silva concluiu na sua audição que só com os dois primeiros pacotes as

poupanças no setor da eletricidade atingiriam 3200 M€.

Em resposta à CPIPREPE, a ERSE atualizou o somatório dos impactos efetivamente verificados no SEN a

partir das medidas do governo PSD/CDS. Esses impactos são de dois tipos:

● Cortes de custos (garantia de potência, remuneração dos terrenos do domínio público hídrico, redução

da taxa dos CMEC, tarifa social e cogeração)

● Contribuições para o SEN (receitas das licenças de CO2, CESE e utilização do DPH, contribuição dos

produtores eólicos e «clawback»).

O documento distingue ainda entre valores previsionais (estimativas de receita a incluir na tarifa) e valores

reais (valores de pagamentos já efetivados, aos quais se reporta o seguinte gráfico.

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Evolução da contribuição para o sistema tarifário das medidas de sustentabilidade do SEN, com

valores reais de 2013 a 2017 (Dados ERSE) e projeção para 2020.

Soma-se entre 2013 e 2017 um impacto positivo total de 1076M€ como efeito das medidas de

sustentabilidade do SEN.

Uma projeção para os anos de 2018, 2019 e 2020 segundo a tendência verificada de efetivação dos cortes,

no período 2013-2020 seriam atingidos 2043M€, incluindo medidas que não constavam nos pacotes, como é a

relativa às receitas do CO2.

Impacto total dos três pacotes de medidas sobre a EDP

Segundo Artur Trindade e Jorge Moreira da Silva, os pacotes de medidas teriam um impacto de cerca de

1800 M€ negativos para a EDP.

O impacto do conjunto das medidas sobre a EDP foi atualizado pela ERSE: entre 2013 e 2017 a EDP

contribuiu, entre redução de custos e pagamentos, com 414 M€ positivos para o SEN, valor que, projetado

para o horizonte 2013-2020, atinge os 718 M€, ou seja 40% dos enunciados 1800 M€.

EDP: impacto das medidas de sustentabilidade do SEN vs lucros anuais

(Fonte: ERSE e EDP)

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De ressalvar, porém, que na análise aqui citada, a ERSE indica que algumas das medidas que afetam a

EDP não foram contabilizadas, uma vez que a ERSE não dispõe de informação de como “repartir” esse efeito.

Como tal, as estimativas são um minorante, pois há cortes em relação aos quais a falta de informação precisa

determina a sua consideração como zero. Por exemplo, no que respeita à cogeração, a EDP também é

afetada, não se sabe se 2% ou se 8%, mas a falta de informação determina a consideração de 0% deste corte.

Assim, o impacto de conjunto destas medidas – pelo menos 414M€ negativos no período 2013-2017 –

compara com lucros de 5552 M€, representando 7% dos seus resultados.

Conclusões

1. No contexto da aplicação do Memorando de Entendimento com a troika teve lugar um comprovado

esforço do governo então em funções para identificação e quantificação de rendas excessivas pagas aos

produtores de eletricidade em Portugal.

2. No entanto, a prioridade dada pelo governo à medida do Memorando que previa a privatização da EDP

inibiu a aplicação do modelo de equilíbrio do SEN que o governo produziu no início do seu mandato.

3. As medidas corretivas tomadas após a privatização, entre 2012 e 2014, sendo significativas, não

corresponderam integralmente ao previsto no Memorando. Na CPIPREPE foi reconhecido pelos membros do

governo de então que a concretização da privatização condicionou o perfil das medidas adotadas.

4. O impacto das medidas adotadas verificado pela ERSE (e projetado até 2020) está aquém do objetivo

dos seus autores, anunciado no momento das suas decisões. Quanto ao efeito no conjunto do setor elétrico,

os 2048M€ positivos para o SEN, já considerados até 2020 correspondem a 60 a 68% do previsto pelo

governo de então; quanto ao impacto das medidas sobre a EDP, os 718 milhões de euros negativos para a

EDP (mínimo verificado + projetado até 2020) perfazem, em termos projetados a 2020, 40% da previsão do

governo.

5. A medida do clawback tem como objetivo promover o equilíbrio concorrencial no mercado grossista de

eletricidade. O seu funcionamento não deve perverter princípios expressos da lei portuguesa.

Recomendação

Deve ser respeitada a não elegibilidade dos custos com a tarifa social e com a CESE para efeitos da

aplicação do mecanismo de clawback.

Capítulo 9

Serviços de Sistema

Os serviços de sistema referem-se a um conjunto de mecanismos dedicados a manter e assegurar o

equilíbrio instantâneo entre a procura e a oferta de eletricidade, garantindo a segurança e fiabilidade da

operação do sistema elétrico nacional.

Os serviços de sistema incluem:

● banda de regulação secundária: consiste no estabelecimento de um intervalo de variação da potência

do grupo gerador em torno do ponto de funcionamento em que se encontra em cada instante e no acréscimo

ou decréscimo do fornecimento de energia, conforme solicitado pelo gestor do sistema; constitui um custo fixo

de operação do sistema, pelo que é paga por todo o consumo;

● energia de reserva de regulação: visa a restituição da regulação secundária utilizada, a resposta a

uma perda máxima de produção pré-definida e a cobertura do consumo sempre que existam diferenças

significativas entre os valores previstos e os resultantes dos mercados de produção; é paga pelos agentes de

mercado que incorrerem em desvios nessa hora;

● energia de resolução de restrições técnicas: define-se por qualquer circunstância ou incidência

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derivada das atividades de produção, transporte ou distribuição que, por afetar as condições de segurança,

qualidade e fiabilidade do abastecimento, requer a modificação dos programas de energia elétrica; é um custo

suportado por todo o consumo.

Os custos deste mecanismo são repercutidos diretamente na formação do preço final da energia, refletindo

esta componente uma oferta de âmbito nacional estruturalmente concentrada no grupo EDP.

Componentes da formação de preço final grossista (Fonte: ERSE)

A potência habilitada a integrar o mercado de serviços de sistema provém na sua maior parte (60%) de

centrais com CMEC ou CAE, sendo a restante proveniente de centrais em mercado.

Em 2012, a EDP detinha 74% da potência possível de tele-regular (correspondente ao serviço de sistema

de banda de regulação secundária), essencialmente com centrais hídricas e de ciclo combinado (gás),

correspondendo a 78% da disponibilidade total de centrais com CMEC, e 69% de centrais em mercado, o que

segundo Artur Trindade quando ouvido na CPIPREPE, corresponde a ⅔ dos custos do mercado de serviços

de sistema.

1. Primeiros indícios de falha no mercado de serviços de sistema

Em 2010-2011, a ERSE identifica baixos níveis de prestação do serviço de tele-regulação pelos centros

eletroprodutores ao abrigo dos CMEC, nomeadamente nas centrais hídricas de Bemposta e Picote, que detêm

também grupos geradores em mercado (sem CMEC).

«21. (…) foram detetados, tanto pela ERSE como pela AdC, indícios de baixos níveis de utilização das

centrais CMEC na prestação de serviço de tele-regulação, em comparação com centrais hidroelétricas em

regime de mercado. Indícios que remontam, pelo menos, a 2010 e se estendem, como se verá infra, até

2013/2014. (…)

23. Essas diferenças de utilização são especialmente evidentes, por exemplo, no caso da barragem de

Picote, caso particular em que uma mesma barragem dispõe, simultaneamente, de grupos geradores em

regime CMEC e grupos geradores em regime de mercado, ambos aptos para prestar este tipo de serviço.

24. Tais indícios de subutilização ocorrem num contexto no qual se demonstrou a existência de capacidade

dessas centrais, economicamente e fisicamente disponível, que, ainda assim, não foi oferecida em mercado

por razões externas à própria operação desses equipamentos produtivos.

Abertura de Inquérito de contraordenação, AdC, 2016

Em 2012, face ao aumento registado dos preços no mercado de serviços de sistema, nomeadamente no

mercado de banda de regulação secundária, com um aumento de custo a suportar de 45 M€, a ERSE elabora

uma análise dos custos de mercado de serviços de sistema na sequência do qual solicita à Autoridade da

Concorrência (AdC) um relatório sobre eventual abuso de mercado por parte da EDP, que poderia explicar a

subida dos preços no mercado de serviços de sistema na ausência de eventos extraordinários que o

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justificassem. A AdC confirma então uma falha no mecanismo de revisibilidade dos CMEC – que ignora a

participação ou ausência das centrais CMEC neste mercado e, em 2013, recomenda ao Governo a realização

de uma auditoria. Perante esta falha, a EDP terá adotado estratégias de oferta que maximizaram a

componente CMEC da remuneração das centrais sob esse regime, concentrando nas centrais em mercado as

ofertas que realizava.

No gráfico seguinte é possível observar como as receitas dos serviços de sistema em Centrais CMEC

(Azul) começaram a descer em 2010 até 2013, até que voltam a subir com a publicação do despacho

4694/2014, altura em que face ao processo em curso, a EDP voltou a regularizar a oferta no mercado dos

serviços de sistema com as centrais com CMEC.

(Dados retirados dos relatórios anuais de proveitos permitidos e ajustamentos, ERSE)

2. Intervenção de governo e estudo da Brattle Group

Em 2014 é emitido o Despacho n.º 4694/2014, que decide a auditoria da REN e institui a respetiva

comissão de acompanhamento, a qual encomenda um estudo à consultora Brattle Group, com o objetivo de

quantificar as sobrecompensações ocorridas entre 2010 e 2014 no mercado dos serviços de sistema.

Nesse despacho, Artur Trindade define que:

«Caso a auditoria (…) conclua que se verificou uma sobrecompensação no modo de cálculo da

revisibilidade CMEC, os respetivos montantes, determinados no âmbito da auditoria, devem ser refletidos no

mecanismo de revisibilidade».

Em paralelo, o governo procura estancar as falhas no mercado de serviços de sistema, definindo como

preço de referência o do mercado de serviço de sistema espanhol e incluindo os custos da tele-regulação na

revisibilidade dos CMEC. Desta forma, o governo procurou prevenir que a EDP, preterindo as centrais CMEC,

limitasse a sua oferta de serviços de sistema às centrais em mercado. Segundo declarações do secretário de

Estado Artur Trindade, em 2013, ao Diário Económico, estariam aqui 70% das poupanças anunciadas com a

medida dos serviços de sistema que constava no segundo pacote de medidas de redução de custos (300M€ a

400M€). Os outros 30% estariam ligados à falha de contabilizar o mercado dos serviços de sistema na

revisibilidade dos CMEC.

2.1. Sobrecusto identificado pelo relatório Brattle

Os resultados do estudo da Brattle Group só foram conhecidos em 2016, já durante o mandato do

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secretário de Estado Jorge Seguro Sanches. Nesse estudo, consoante os cenários e pressupostos

considerados, foram identificados os seguintes sobrecustos:

● Num cenário de quantidade e para o mercado de banda regulação secundária, conclui-se que as

centrais com CMEC, adotando um comportamento ineficiente, auferiram menos 46,6M€ a 72,9M€

(consoante se considere um prémio de risco 10€/MWh ou nulo);

● Num cenário de efeito total, constataram-se lucros adicionais das centrais em mercado (sem CMEC) da

EDP, entre 59,6M€ e 143.2M€ (com ou sem aquele prémio de risco).

Face a estes resultados da auditoria e ao parecer da comissão de acompanhamento, Jorge Seguro

Sanches emite o despacho 10840/2016, onde pede a diferentes instituições com responsabilidades no setor

energético (DGEG, ERSE, AdC) para que, face aos resultados do relatório, tomem as diligências necessárias.

Para além disso, pede também que os resultados da auditoria sejam enviados à Direção Geral da

Concorrência da Comissão Europeia a fim de averiguar se esta sobrecompensação no mercado dos serviços

de sistema é enquadrável na autorização do auxílio estatal CMEC – Decisão n.º 161/2004. A DGEG e ERSE,

face a este pedido, sugerem a inclusão na projeção das tarifas de 2018 o abatimento dos custos de

sobrecompensação apurados pelo relatório da Brattle Group, na quantia de 72,9 M€.

A EDP contestou a cobrança deste valor, acusando «erros grosseiros» nos relatórios da Brattle Group e da

comissão de acompanhamento da auditoria. Pelo seu lado, apresentou um relatório da consultora FTI

Compass-Lexecon que indica não existir qualquer sobrecompensação.

«Olhando para o relatório da Brattle sobre a sobrecompensação dos CMEC, por causa da participação no

mercado de banda secundária, entendemos que a melhor maneira de resolver essa posição dominante da

EDP era, obviamente, sancionar a EDP quando se justifique — e a Autoridade da Concorrência está nesse

processo —, mas era, sobretudo, criar concorrência onde ela hoje não existe, portanto, permitir que outros

possam participar no mercado de serviços de sistema».

(João Galamba)

Segundo Galamba, o problema nos serviços de sistema é a existência de um quase monopólio, que leva a

situações de falha de mercado e sobrecusto:

«Hoje, nos serviços de sistema, é a EDP que tem praticamente o monopólio da prestação destes serviços.

Como é que se cria mais concorrência?! Abrindo esse mercado a outros participantes. (…) Ou seja, quanto

mais produção descentralizada, agregadores, redes inteligentes, com o lançamento de tudo isso, podemos

rever todos os serviços de sistema, nomeadamente criando concorrência onde ela hoje não existe.(…) Estas

mudanças e a questão dos agregadores que referi são instrumentos fundamentais para criar concorrência

nesse mercado e para reduzir algumas rendas que hoje existem, não por vício contratual, mas pelo simples

facto de que quem presta aquele serviço é uma só empresa, ou são poucas empresas, por isso, essa empresa

tem facilidade em apropriar-se de ganhos, com prejuízo para os consumidores».

2.2. Atuação da Autoridade da Concorrência

Após o relatório da ERSE em 2012, foi requerido à AdC um relatório sobre eventuais práticas de abuso no

mercado de serviços de sistema. Nesse sentido, é detetada a falha no mecanismo de revisibilidade dos

CMEC, e em 2013 recomenda ao governo que seja feita uma auditoria. No entanto, apenas em 2016, já com

os resultados da auditoria dados a conhecer com o Despacho n.º 10840/2016, a AdC abre um processo de

contraordenação à EDP no âmbito das práticas abusivas no mercado dos serviços de sistema, embora a sua

recomendação ao governo, sobre os indícios das alegadas práticas abusivas, remonte a 2013. Nesse

documento é identificado:

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«25. Este tipo de gestão da oferta no mercado de banda de regulação secundária — na conjuntura em que

é adotado, oportunamente descrita no Estudo desenvolvido pela ERSE e, posteriormente, nos relatórios de

auditoria — aparenta estar na origem da subida dos preços no mercado no período em causa. (…)

27. De facto, no quadro do regime CMEC — em que a empresa é compensada até ao limite dos benefícios

económicos equivalentes aos proporcionados pelos (terminados) CAE, no caso de tais benefícios não serem

assegurados através das receitas obtidas pelas centrais em regime de mercado — existe um incentivo

estratégico de aumento de lucros, concretizável através de uma prática de redução da atividade das centrais

em regime CMEC em contrapartida de um aumento da atividade das centrais não abrangidas por

compensações CMEC. (…)

29. Assim, em resultado dos baixos níveis de utilização das centrais CMEC na prestação de serviço de

teleregulação em comparação com centrais hidroelétricas em regime de mercado, e para além da eventual

sobrecompensação do Auxílio de Estado atribuído à EDP produção, foi potenciada a prática de preços mais

altos no mercado de banda secundária.»

Abertura de Inquérito de contraordenação, AdC, 2016

Segundo Margarida Matos Rosa, na sua apresentação na CPIPREPE, esta prática onerou os

consumidores duplamente, por via do aumento do valor das compensações pagas à EDP Produção a título de

CMEC e por via do aumento dos preços da banda de regulação secundária, permitindo à EDP Produção

beneficiar de receitas mais elevadas através das centrais não-CMEC.

A AdC estima que esta dupla compensação obtida pela EDP Produção tenha gerado um sobrecusto de

cerca de 140 milhões de euros para o SEN e para os consumidores.

Sobre o processo de contraordenação em curso, em setembro de 2018 foi adotada uma Nota de Ilicitude

contra a EDP Produção, sobre a qual esta se pronunciou em novembro seguinte.

Em 2019, o atual secretário de Estado João Galamba, ouvido na comissão, afirmou que «em princípio, o

processo deverá avançar para uma multa por parte da Autoridade da Concorrência [à EDP]», não tendo no

entanto referido nenhum valor.

Face à dúvida levantada pela comissão de acompanhamento da auditoria, sobre se o valor do sobrecusto

identificado no relatório deveria ser abatido à tarifa (e por isso considerado um aspeto inovatório), João

Galamba considera que a sobrecompensação ocorrida no mercado de serviços de sistema não é um aspeto

inovatório da natureza dos que a ERSE identificou quanto aos CMEC (isto é: vantagens adicionadas por atos

administrativos posteriores ao Decreto-Lei n.º 240/2004), mas sim um abuso de posição dominante a penalizar

em sede própria, alheio à revisibilidade dos CMEC:

«A DGEG envia-me o processo e eu irei perguntar à DGEG e à ERSE os fundamentos para considerar a

sobrecompensação dos CMEC um aspeto inovatório porque me parece que neste caso não estamos perante

um aspeto inovatório, estamos, sim, perante um abuso de posição dominante, que deve ser sancionado e está

a ser sancionado pela Autoridade da Concorrência em sede própria. (…) A sanção, a existir, virá da

Autoridade da Concorrência e não de uma penalização via tarifa, e porque me parece, também, que não se

pode sancionar uma empresa duas vezes.»

(João Galamba)

Conclusões

1. A existência de sobrecompensações pagas à EDP no âmbito do mercado de serviços de sistema é

matéria de grande complexidade técnica que tem sido estudada ao longo dos últimos seis anos em diversas

instâncias. O SEN foi prejudicado pela EDP em valores que são avaliados de 72,9 M€ (ERSE/DGEG) a 140

M€ (AdC).

2. A correção da legislação introduzida em 2014 terá impedido eventuais estratégias de abuso de posição

dominante por parte da EDP.

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Recomendação

A integração dos serviços de sistema, em termos de política energética e planeamento estratégico do SEN,

tal como de outros instrumentos de gestão de oferta e procura em modelos concorrenciais que propiciem a

redução de custos para os consumidores e a maximização da integração da produção de fonte renovável.

Capítulo 10

O novo regime remuneratório da produção eólica aprovado em 2013

O Decreto-Lei n.º 35/2013, de 28 de fevereiro, foi aprovado em Conselho de Ministros em dezembro de

2012. Para o apresentar, recorremos ao próprio preâmbulo do diploma:

«Na linha dos compromissos assumidos no Memorando de Entendimento sobre as Condicionalidades de

Política Económica, celebrado em maio de 2011, entre o Estado Português, o Banco Central Europeu e a

Comissão Europeia, foram encetadas conversações com a APREN – Associação Portuguesa de Energias

Renováveis (APREN), que representa os interesses dos titulares de centros eletroprodutores a partir de fontes

renováveis, com vista à densificação do enquadramento remuneratório aplicável às instalações eólicas

existentes à data da entrada em vigor do Decreto-Lei n.º 33-A/2005, de 16 de fevereiro, após o decurso dos

respetivos períodos de remuneração garantida, em termos passíveis de conjugar a resposta às referidas

questões de segurança jurídica [alegadas atrás quanto ao “regime remuneratório ou à forma da sua

remuneração”] com o imperativo de promoção da sustentabilidade económica e social do SEN.

No seguimento dessas conversações, e em conformidade com o acordo de princípio aí alcançado, o

presente decreto-lei prevê a possibilidade de adesão por parte das referidas instalações a um de entre quatro

regimes remuneratórios alternativos, destinados a vigorar por um período determinado, para além dos

períodos de remuneração garantida. A adesão aos mencionados regimes remuneratórios, selecionados pelos

titulares de cada instalação em função das suas particularidades, implica o pagamento de uma compensação

anual destinada a contribuir para a sustentabilidade do SEN, permitindo, assim, preservar a estabilidade

remuneratória dos centros eletroprodutores eólicos, ao mesmo tempo que assegura a mitigação do impacto na

fatura energética dos sobrecustos anuais resultantes do apoio à produção de eletricidade a partir de fontes

eólicas».

1. O contexto em que surge a medida

1.1 O Memorando de Entendimento com a troika e a limitação dos sobrecustos associados à

Produção em Regime Especial (PRE)

Um dos afirmados objetivos do Memorando de Entendimento assinado em maio de 2011 entre o governo

José Sócrates e a troika era «assegurar que a redução da dependência energética e a promoção das energias

renováveis seja feita de modo a limitar os sobrecustos associados à produção de electricidade nos regimes

ordinário e especial (cogeração e renováveis)».

Na sua medida 5.9, o Memorando encarregava as autoridades portuguesas de, «em relação aos actuais

contratos em renováveis, avaliar, num relatório, a possibilidade de acordar uma renegociação dos contratos,

com vista a uma tarifa bonificada de venda mais baixa», sendo o prazo de concretização desta medida o

quarto trimestre de 2011.

1.2 A proposta da EDP e a resposta do Governo

No final de julho de 2011, Henrique Gomes, secretário de Estado da Energia do recém-empossado

Governo PSD/CDS, convoca a EDP a uma reunião para a discussão dos pontos do Memorando. Nessa

reunião, a 2 de agosto, a EDP apresenta uma proposta global, assente essencialmente em diferimentos de

custos e no corte de remunerações na cogeração (analisada noutro capítulo deste relatório) e que inclui,

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quanto à restante Produção em Regime Especial, a «criação de um mecanismo de adesão voluntária

previamente formalizada para compra pelos produtores da extensão do período de tarifa garantida».

A ideia não é bem acolhida pelo Secretário de Estado da Energia, mas a EDP insiste em outubro de 2011,

incluindo-a novamente na proposta de entendimento sobre «medidas para a revisão dos custos do sector

eléctrico» que remete ao governo. A proposta é agora mais detalhada:

«Reformulação do prazo de tarifa bonificada garantida aplicável à produção de electricidade com tecnologia

eólica (parques existentes cuja capacidade não foi objecto de procedimento concursal).

(…) a única forma equilibrada de se agir sobre este universo é através da proposta de um negócio,

totalmente separado do existente, mas que poderá ser benéfico para o sistema eléctrico e para o Estado,

mantendo o equilíbrio contratual dos promotores.

A medida proposta consiste em colocar à disposição dos promotores um prolongamento do período pelo

qual recebem a tarifa bonificada, tendo como contrapartida um pagamento a suportar pelos produtores a favor

da tarifa, durante os próximos 2 a 3 anos, em montante a definir.

Esta medida permite ultrapassar os constrangimentos dos parques em project finance por não afectar os

cash-flows do projecto, garante um encaixe financeiro para o sistema eléctrico já no curto prazo e confere uma

maior estabilidade temporal aos promotores».

O Secretário de Estado Henrique Gomes remete então ao ministro da Economia, Álvaro Santos Pereira,

uma nota interna sobre a proposta de acordo da EDP de 4 de outubro. Nessa nota, sobre as negociações,

explicita que:

«A reformulação do prazo da tarifa bonificada garantida à produção eólica consiste em prolongar no tempo

o direito à remuneração garantida (3 a 5 anos, de acordo com a proposta efectuada por um conjunto de

produtores que representam cerca de 80% da potência instalada relevante) em troca de um pagamento a favor

do sistema tarifário a efectuar pelos produtores (15 000€/MW instalado por cada ano de extensão, de acordo

com a referida proposta).

Conclusão: Esta medida insere-se na lógica de “empurrar” para o futuro os custos dos compromissos

assumidos no passado, não contribuindo para resolver os problemas estruturais e aumentando os riscos do

SEN. Isenta os produtores eólicos de empreenderem qualquer esforço de redução de custos do sistema

eléctrico».

1.3. A queda da contribuição especial e a insistência da troika sobre redução de custos com a PRE

No início de dezembro, na sequência do abandono pelo governo do projeto de contribuição especial do

setor elétrico preparada no ministério da Economia (ver capítulo anterior), a segunda revisão do Memorando

adita a medida 5.15:

«Serão tomadas medidas para colocar o SEN numa trajetória sustentável, para eliminar o défice tarifário

em 2020 e assegurar a sua estabilização em 2013. Este prazo é sujeito a uma revisão baseada num relatório

a propor pelo governo que especificará também como serão corrigidas as rendas excessivas na produção nos

regimes ordinário (CMEC, CAE, garantia de potência) e especial (cogeração e renováveis). Esta proposta

considerará os méritos de um largo espectro de medidas que cobrirão todas as fontes de rendas».

A CPIPREPE apurou que este relatório sobre rendas excessivas no setor elétrico (que anexou o estudo da

CEPA – Cambridge Economic Policy Associates) teve duas versões.

A primeira versão, com data de 31 de janeiro de 2011, foi encontrada no arquivo do Ministério da

Economia. É a versão que Henrique Gomes entregou ao ministro e que este encaminhou a Carlos Moedas, o

membro do governo responsável pela Estrutura de Acompanhamento do Memorando (ESAME).

De acordo com Tiago Andrade e Sousa, chefe de gabinete de Henrique Gomes (e também do seu

sucessor, Artur Trindade), o secretário de Estado considerou não ter condições para intervir sobre as

remunerações dos CMEC e da PRE eólica, não incluindo esses temas na sua proposta.

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«O engenheiro Henrique Gomes entendeu, face ao abandono do tema da contribuição, que não existiria, à

data, uma terapêutica no tocava aos CMEC e à PRE, e, neste caso, estamos basicamente a falar na eólica

(…) Este documento foi objeto de alguma discussão entre o Ministério da Economia e a ESAME e houve uma

série de reuniões posteriores — estamos a falar de dezembro, início de janeiro — no sentido de o consolidar.

Creio que o que estava a passar-se tratava-se, acima de tudo, de mensagens políticas».

(Tiago Andrade e Sousa, chefe de gabinete de Henrique Gomes, 2011-2012)

O membro do governo que liderava a ESAME era Carlos Moedas, que no seu testemunho afirmou:

Não sou especialista nem me lembro exatamente desse decreto-lei [35/2013] em particular. (…) Recordo-

me da negociação no seu conjunto. (…) Tínhamos de chegar a 2,1 mil milhões de cortes. Na verdade, eu tinha

de ter um papel pragmático, que era pedir ao ministro da Economia que me enviasse como é que chegava a

esse valor. E assim foi. Esse valor era atingido por várias negociações, fosse nos CMEC, na garantia de

potência, na cogeração, isso para mim não era o meu dia a dia. Portanto, para lhe responder com toda a

franqueza, não me lembro exatamente desse ponto porque não era parte do meu trabalho; o meu trabalho era

receber o que estava a ser feito, as soluções, e ir para a frente. Era essa a minha função”.

(Carlos Moedas, Secretário de Estado Adjunto do Primeiro Ministro, 2011-2014)

Deste trabalho conjunto entre as equipas do Ministério da Economia e da ESAME, resulta, a 9 de fevereiro,

a segunda versão do referido relatório, a única efetivamente entregue à troika. Este segundo documento

nunca foi encontrado nos arquivos do governo no seguimento dos pedidos da CPIPREPE, tendo sido obtido

por esta junto da OCDE (que o cita num estudo sobre a economia portuguesa). Nesse documento é

introduzida, em termos em tudo semelhantes aos da proposta adiantada três meses antes pela EDP, a medida

de extensão da tarifa garantida das centrais eólicas:

«Dado que a maioria dos investimentos [em centrais eólicas] envolvemproject-finance ou estruturas

complexas de financiamento e de capital, desenhadas em articulação com os contratos de FIT [feed-in tariff]

atualmente existentes,foi discutido um esquema alternativo, financeiramente equivalente a uma redução das

FIT, em troca de uma extensão do período garantido: em vez de reduzir desde já as FIT (que desencadearia

eventos de crédito nos project-financesubjacentes e conduziria estes produtores a uma situação de falência),

a maioria dos produtores (cerca de 65% concordaram em adiantar uma determinada quantia em troca de

comprarem a extensão desta tarifa garantida).

Esta operação implicaria o pagamento de 50M€/ano por cada ano adicional de extensão da FIT garantida

(a proposta foi uma extensão de três anos, num total de 150M€ ao fim de três anos). O lado negativo desta

medida seria a extensão por mais três da atual estrutura de FIT para estes operadores, atrasando a venda de

eletricidade gerada em centrais eólicas a preços de mercado. Em todo o caso, a medida precisa de ser

aprofundada para assegurar a sua neutralidade financeira no défice tarifário».

A existência de acordo, em janeiro de 2011, por parte de 65% dos produtores para adesão à medida foi

contestada na CPIPREPE pelo presidente da Associação dos Produtores de Energias Renováveis (APREN),

António Sá da Costa:

«Também fui confrontado com esta história dos 65% e não faço ideia de onde foram inventar os 65%! Nem

quem foi, nem de onde veio esse valor! Porque para arranjar 65%… Fui fazer umas contas e, para ter 65% da

potência da altura, tinha de falar com oito ou nove dos maiores promotores. E, depois, se tirássemos o maior e

começássemos a descer, então o número começava a crescer. Eu dei-me ao trabalho, antes de responder à

vossa questão, de falar não com os oito, mas com os sete — deixei a EDP de fora, que não sabia o que se

tinha passado — e fui falar com os CEO [chief executive officers] de todos os sete da altura e todos me

disseram que nunca souberam do assunto. (…) A primeira vez que fui chamado a falar deste assunto, não sei

se foi em maio ou junho de 2012, já era o Dr. Artur Trindade. O trabalho que fizemos desenvolveu-se

fundamentalmente em julho e agosto. A proposta que ele nos pôs em cima da mesa foi no final de agosto de

2012».

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(Sá da Costa, presidente da APREN)

A proposta do governo aos produtores eólicos veio a dar origem ao Decreto-Lei n.º 35/2013, que prevê,

terminados os 15 anos da tarifa garantida estabelecida no Decreto-Lei n.º 33-A/2005, a extensão da garantia

de escoamento de toda a produção eólica e o pagamento dessa eletricidade ao preço do mercado a preço

mínimo (floor) em duas modalidades:

1) a primeira assegura a remuneração numa banda que pode variar entre um chão (floor) –

aproximadamente 69€/MWh em 2020 – e, se o preço do mercado estiver acima desse valor, um teto (cap) de

90€/MWh, valor em 2020;

2) a segunda modalidade garante aos produtores, em 2021, um floor mais baixo, de 55€/MWh; mas, se o

mercado estiver acima desse valor, é esse o preço pago ao produtor, sem qualquer teto.

Ambas as modalidades podem ser praticadas por períodos de 5 ou de 7 anos, à discrição do produtor. Os

números da distribuição da potência pelas diferentes modalidades são disponibilizados pela ERSE.

A compra da extensão do período de tarifa garantida tem sido concretizada mediante uma “contribuição

voluntária” anual, paga ao SEN pelos produtores ao longo de oito anos (2013-2020) de acordo com a potência

inscrita, da modalidade escolhida e do período de extensão. A receita anual do SEN é de 27,7M€ anuais, ou

222M€ no total (valor sem inflação).

Adicionalmente, o governo assegurou nesse acordo com a APREN a criação de um regime de escoamento

garantido da eletricidade produzida por potência instalada em sobreequipamento (capacidade adicional em

centrais já existentes) com regime FIT específico para essa potência. O novo regime, estabelecido no Decreto-

Lei n.º 94/2014, fixou uma FIT de 60€/MWh mas permitiu que, mediante pagamento dos oito anos de

«contribuição voluntária» ao SEN, essa potência transite para o regime do Decreto-Lei n.º 35/2013.

Praticamente toda a produção eólica existente no país em 2013 aderiu ao regime do Decreto-Lei n.º

35/2013, repartindo-se pelas suas modalidade da seguinte forma (fonte: ERSE):

Regime Duração Potência

floor 69 + cap 90 5 anos 273,9 MW

floor 69 + cap 90 7 anos 4045,5 MW

floor 55 5 anos 33,8 MW

floor 55 7 anos 478 MW

Fonte: SEE, resposta a requerimento do Bloco de Esquerda, janeiro 2018

1.4 O impacto incremental do Decreto-Lei n.º 35/2013

Desde o início dos trabalhos da CPIPREPE, o impacto tarifário desta extensão de garantias pelo Decreto-

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Lei n.º 35/2013 foi objeto de acesa controvérsia. Para a encerrar, este relatório adota a metodologia de

avaliação defendida pelo ex-secretário de Estado Artur Trindade para esta medida política que ele próprio

tomou:

«Quando se analisa uma medida, é importante ver, nessa legislação, nesta medida, o que é que existia se

a medida não fosse tomada e o que é que existe se a medida for tomada. (…) Uma coisa é criticar o regime

dos produtores eólicos, outra coisa é analisar o impacto, se quiserem, incremental que este decreto-lei teve

nesses mesmos produtores».

1.4.1 O que existiria se o Decreto-Lei n.º 35/2013 não tivesse sido aprovado pelo governo?

Sem o Decreto-Lei n.º 35/2013, estaria em plena aplicação o Decreto-Lei n.º 33-A/2005, que no seu artigo

4.º define o regime para a remuneração da produção eólica após os 15 anos de FIT definidos em 2005:

«Artigo 4.º

Âmbito de aplicação

1 – À electricidade produzida em instalações que já tenham obtido licença de estabelecimento à data da

entrada em vigor do presente diploma e à electricidade produzida em instalações cujo pedido de informação

prévia tenha sido respondido favoravelmente pela DGGE até à data de entrada em vigor do presente diploma

e venham a obter a respectiva licença de estabelecimento no prazo de um ano. (…)

3 – Para as instalações previstas no n.º 1, o regime de remuneração em vigor até à data de entrada em

vigor do presente diploma mantém-se (…) b) por um prazo de 15 anos a contar da data de entrada em vigor

do presente diploma, para as instalações não hídricas já em exploração;

4 – No final do período de 15 anos referido no número anterior, excepto no caso das PCH [pequenas

centrais hídricas], as instalações são remuneradas pelo fornecimento da electricidade entregue à rede a

preços de mercado e pelas receitas obtidas pela venda de certificados verdes mencionados no preâmbulo da

Directiva 2001/77/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 27 de Setembro;

5 – Se no final do período referido nas alíneas b) e c) do n.º 3 não existirem certificados verdes

transaccionáveis, aplica-se, durante um período adicional de cinco anos, a tarifa referente às centrais

renováveis com início de exploração nessa data».

(Artigo 4.º do Decreto-Lei n.º 33-A/2005)

No início das negociações com a APREN para a venda aos produtores eólicos de uma extensão de preço

garantido, ficou claro um primeiro ponto: o governo excluía totalmente do cenário pós-2020 a venda em

mercado adicionada das receitas de certificados verdes prevista no ponto 4 do artigo 4.º da Lei n.º 33-A/2005:

«Foi-nos transmitido pelo Secretário de Estado Artur Trindade que não era intenção… É que já se tinha

provado que os certificados verdes não funcionam na Europa, não funcionaram, nunca. (…) Portanto, era

muito complexo e diz-se: ‘nós não vamos ter’».

(Sá da Costa, presidente da APREN)

«O que temos por detrás desta análise são os direitos que eles já tinham, os direitos adquiridos. Poderão

ser esses cinco anos de tarifas ou o regime de certificados verdes, em relação aos quais eu disse «só por

cima do meu cadáver». Os certificados verdes são a coisa pior em termos de promoção, não de garantias de

origem. De todo o histórico, por todo o planeta, o pior que existe em termos de custos são os certificados

verdes. Há vários exemplos aí documentados disso. Eles geram subsídios mais altos. E, portanto, nunca lhes

ia dar».

(Artur Trindade, secretário de Estado da Energia, 2012-2015)

Assim, o direito constituído pelo Decreto-Lei n.º 33-A/2005 está claro e corresponde ao regime definido no

ponto 5 do artigo 4.º aplicado ao universo de produtores definido no ponto 1 do mesmo artigo: no final de

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2020, as centrais eólicas licenciadas até final de 2006 – e só essas – receberiam, por cinco anos adicionais

(até 2025), a tarifa fixa que tivesse sido atribuída às centrais com início de exploração em 2021.

Por força da lei, as centrais com início de exploração em 2021 seriam atribuídas por mecanismo

concorrencial. A tarifa assim determinada refletiria necessariamente o embaratecimento das tecnologias, como

efetivamente se tem verificado de forma acelerada.

Assim, das centrais hoje em funcionamento, estariam excluídas desta extensão todas as que foram

atribuídas pelos concursos de 2005-2007. A realização de um único concurso antes de 2020 e o licenciamento

da respetiva produção bastariam para fixar a nova tarifa a pagar à potência abrangida pelo Decreto-Lei n.º 33-

A/2005 (4379 MW).

1.4.2 Os pressupostos do acordo entre o Governo e a APREN

A negociação entre governo e APREN assentou num pressuposto arbitrário e não explicado, o de que,

entre 2012 e 2020, não se realizaria qualquer novo concurso.

«O que se disse foi que a tarifa de exploração a essa data [2021], era a que estava em vigor na altura

[2012]. Não havia nenhum mecanismo para haver alguma redução».

(Sá da Costa)

«Na altura [das negociações, em 2012], ninguém pensava que uma central eólica iria entrar em

funcionamento nos próximos anos. E olhe que, para entrar em funcionamento em 2018, tinha de começar o

licenciamento em 2015 ou 2016».

(Artur Trindade)

Ora, como claramente explicou Carlos Pimenta na CPIPREPE, o mecanismo para a redução da FIT estava

disponível – e até era explicitado pelo Decreto-Lei n.º 33-A/2005:

«[Depois de 2006] nunca mais se fizeram concursos. Para capturar isto [a redução dos custos de

investimento em produção eólica], o Sr. Deputado fazia um concurso agora e tinha tarifas 20 euros mais

abaixo do que teve no último concurso».

(Carlos Pimenta, ex-Secretário de Estado do Ambiente, presidente não-executivo do consórcio Novenergia,

e especialista em renováveis)

Ora, o Governo PSD/CDS – o primeiro a quem foi feita a proposta de venda de uma extensão da tarifa –

optou não só por não promover esse concurso, mas também por eliminá-lo como referência da remuneração

futura. O último concurso realizado para centrais eólicas foi vencido em 2007 pelo consórcio Ventinvest, com

uma tarifa de 70€/MWh.

O Secretário de Estado disse-nos: «então vocês têm, pelo menos por 5 anos, a tarifa garantida dos 74 €

[tarifa do concurso Ventinvest atualizada a 2012], crescendo com a inflação», que era o regime que estava.

Isso já nós tínhamos. E ele disse: «Então está bem. Vocês podem receber o valor do mercado com os 74 € de

floor e um cap, um teto, de 98 €».

(Sá da Costa, presidente da APREN)

Assim, se o Decreto-Lei n.º 35/2013 não existisse, toda a potência eólica licenciada antes dos concursos de

2005-2007 beneficiaria por cinco anos adicionais de uma tarifa fixa (correspondente ao valor da tarifa atribuída

à última central licenciada até àquela data). O valor dessa tarifa é desconhecido porque não se realizou em

Portugal qualquer concurso desde 2007. Mais adiante, tomaremos como referência de cálculos o valor

indicado por Carlos Pimenta (50€/MWh em 2018) e também outros, superiores e inferiores, verificados em

leilões de potência eólica recentes, realizados noutros países.

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Por fim, sob o Decreto-Lei n.º 33-A/2005, o SEN não encaixaria a «contribuição voluntária» (cerca de 27

M€/ano) paga pelo conjunto dos produtores pela compra da extensão de preços garantidos prevista no

Decreto-Lei n.º 35/2013.

Decreto-Lei n.º 33-A/2005 Decreto-Lei n.º 35/2013

risco

tarifa fixa

última central licenciada antes de 2021

tarifa mercado com ● floor 69/MWh cap 90/MWh ● floor 55€/MWh

dimensão 3386 MW (não inclui concursos pós 2005)

4832 MW (inclui centrais por concurso)

prazo 5 anos 7 anos (4524 MW) 5 anos (307MW)

receita - c. 222 milhões de euros

1.4.3 O que passou a existir com o Decreto-Lei n.º 35/2013?

Sob o Governo PSD/CDS e a tutela do ministro Santos Pereira e do Secretário de Estado Artur Trindade,

foi decidido que:

– a tarifa fixa atribuída por concurso em 2007 (70€/MWh) era projetada como referência do floors a praticar

de 2021 a 2027 (note-se que diversas centrais atribuídas por concurso tardaram vários anos a entrar em

produção, contando a partir daí a FIT original e só depois usufruindo do sistema de floor/cap, que em alguns

casos irá até 2035);

– em vez de uma tarifa fixa, é criado um regime assente num floor que acompanha o preço de mercado e

assim transfere grande parte do risco para o lado dos consumidores;

– em vez de uma garantia por 5 anos, é oferecida uma garantia por 5 ou 7 anos, sendo a segunda a

escolhida por 87,5% da capacidade eólica;

– as centrais atribuídas por concurso após 2005 (excluídas de qualquer benefício sob o Decreto-Lei n.º 33-

A/2005) passaram a estar cobertas por um regime de garantia por 7 anos, o que configura uma radical

mudança das condições definidas no momento dos concursos.

1.4.4. A intervenção da ERSE

1.4.4.1 O parecer prévio da ERSE sobre o projeto de Decreto-Lei n.º 35/2013

Em outubro de 2012 a ERSE remete ao governo o seu parecer prévio acerca do projeto de Decreto-Lei que

prevê a contribuição dos centros eletroprodutores integrados na PRE para a sustentabilidade do SEN”.

Sucintamente, a ERSE regista que:

«Este mecanismo corresponde a uma transferência intertemporal de custos estando, no entanto, implícito

um risco para o consumidor e o produtor associado à evolução do preço de mercado. (…) O objetivo deste

regime de aliviar a tensão tarifária entre 2013 e 2020, é apreciado pela ERSE. (…)

Considerando que o projeto de decreto-lei analisado se constitui como um instrumento para a

sustentabilidade do SEN, assegurando ao mesmo tempo a consolidação da promoção da produção de energia

elétrica em regime especial (recursos endógenos e renováveis), a ERSE nada tem a opor».

(parecer prévio da ERSE sobre o projeto de Decreto-Lei n.º 35/2013)

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1.4.4.2 O primeiro estudo da ERSE sobre o impacto do Decreto-Lei n.º 35/2013

Em maio de 2017, a ERSE pronunciou-se sobre o impacto do Decreto-Lei n.º 35/2013 a pedido do

secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, vindo em junho desse ano adicionar novos

elementos.

A ERSE usou cinco cenários de evolução do preço de mercado de eletricidade entre 2017 e 2037: 91

€/MWh (cenário superior para os preços de energia no Relatório de Monitorização e Segurança de

Abastecimento RMSA-2012); 47,6 €/MWh (cenário base de análise de sustentabilidade do SEN 2018-2028,

realizado no âmbito do exercício tarifário para 2017, seguido de evolução à taxa média dessa série); E mais

três cenários até 2037: 40 €/MWh, 50 €/MWh e 60 €/MWh. A taxa de inflação sem habitação no continente,

para a atualização anual dos limiares dos preços, foi de 1,7% (previsão do Banco de Portugal).

Para o cálculo do VAL foram considerados cenários para três taxas de desconto, que pretendem refletir a

perspetiva das empresas reguladas – taxa de 10%, que considera o risco de mercado; taxa de 6,5%, que

reflete o custo de capital de um ativo regulado – e também a perspetiva do SEN, considerando a taxa média

implícita no serviço de dívida tarifária em 2017 (aproximadamente 3,2%).

No que respeita à tarifa de referência para a remuneração dos PRE eólicos prevista em 2005 para o

período adicional de 5 anos foi considerado um valor base de 72 €/MWh (média das tarifas dos produtores

eólicos que se ligaram à rede em 2015 e 2016). Segundo a ERSE, “por se tratar de uma variável sensível, cuja

definição não é clara, na análise, para além de se ter pressuposto uma tarifa igual a 72 €/MWh, consideraram-

se duas situações adicionais desta tarifa de referência: (i) o maior valor entre 72 €/MWh e o preço de mercado

e (ii) um valor igual a 85 €/MWh”.

Assim, nesta primeira avaliação (feita em maio de 2017, a solicitação do governo), a ERSE faz os seus

cálculos para o cenário de aplicação do Decreto-Lei n.º 33-A/2005 considerando que «a tarifa referente às

centrais renováveis com início de exploração nessa data [2020]» seria 72€/MWh (a tarifa atualizada da última

central licenciada em Portugal, em 2007). Daí conclui que:

«Em todos os cenários de preços de energia elétrica, com exceção dos preços que terão estado na origem

das simulações do RMSA-E 2012, o VAL dos impactos anuais agregados resultantes da aplicação do Decreto-

Lei n.º 35/2013 é negativo, isto é, este diploma gerou um menor custo para o SEN. A exceção, quando se

consideram os preços mais elevados do RMSA-E 2012 [91€/MWh], deve-se ao facto destes preços serem

substancialmente mais altos do que a tarifa de referência considerada na simulação. Registe-se que tanto na

opção com limite a) (74 a 98 €/MWh), como na opção com limite b) (acima de 60 €/MWh), a consideração de

preços de mercado tão elevados como os do RMSA-E 2012 leva a perdas para o sistema».

No entanto, é possível observar no detalhe dos cálculos do mesmo parecer que os impactos anuais deste

Decreto-Lei, no que refere apenas à PRE das eólicas (sem contabilizar o impacto das Pequenas Centrais

Hídricas), são negativos para o SEN, oscilando entre 181,6M€ e 460,6M€ considerando a taxa de de desconto

que reflete a sua perspetiva e consoante a estimativa de preço de mercado utilizada.

1.4.4.3 Secretário de Estado pede parecer mais detalhado

Porém, no momento do Decreto-Lei n.º 35/2013, não podia ser excluída a realização de um leilão que

determinasse uma FIT mais baixa. Esse leilão poderia ocorrer ainda nos anos seguintes, obtendo-se tarifas

que refletiriam a redução dos custos de investimento em eólicas. O congelamento do valor de referência em

2013 é uma inovação do Decreto-Lei n.º 35/2013 e em nada resulta dos termos do Decreto-Lei n.º 33-A/2005.

Nesta primeira avaliação, a ERSE assume assim o racional do governo e dos produtores que, em 2013,

concordaram não considerar a tarifa de eventuais novos leilões como referência para a tarifa fixa no período

adicional. Ora, a realização de leilões não só não estava legalmente excluída como, no quadro do Decreto-Lei

n.º 33-A/2005, era a única opção racional numa lógica de proteção do interesse do SEN.

O Secretário de Estado da Energia solicita então à ERSE um aditamento ao estudo, que é realizado. Jorge

Seguro Sanches pede à ERSE que complete o seu estudo considerando um segundo cenário para o preço da

FIT pós-2020, tomando como referência os preços de mercado de então, 45,1€/MWh (preço médio ponderado

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de mercado em Portugal, entre 1 de novembro de 2015 e o último dia disponível, 23 de junho de 2017) e

mantendo todos os restantes parâmetros.

Assim, a ERSE estima o impacto do Decreto-Lei n.º 35/2013 para o SEN, no que refere à PRE eólica, e

com a taxa de desconto que reflete a sua perspetiva, em 1.298 M€ negativos no novo cenário com mercado a

45,1€/MWh e tarifa fixa a 45,1€MWh.).

1.4.5 Cálculos apresentados por Carlos Pimenta na CPIPREPE

Na sequência da sua apresentação à CPIPREPE, Carlos Pimenta fez chegar à comissão uma folha de

cálculo em que é avaliado o impacto do Decreto-Lei n.º 35/2013. Os dados são os do novo regime e os

pressupostos são em tudo semelhantes aos do cálculo da ERSE, com a taxa de desconto adequada na

perspetiva dos produtores, 7,5% (e não do SEN – 3,2% segundo a ERSE). Os seus cálculos não identificam o

impacto da nova legislação face à anterior, antes assumindo um outro cenário contrafactual que não é o do

Decreto-Lei n.º 33-A/2005.

«Como não há certificados verdes, o que está aqui a ser considerado é apenas o CO2. (…) Só estou a

contar com o mesmo fator que estava na fórmula do feed-in tarifa, que é o número de gramas de CO2 que é

utilizado para fazer 1 KWh de gás, ciclo combinado, na central mais eficiente, que são 370 g. (…) Se o preço

de mercado for acima de 57 €/MWh, os consumidores estão a ganhar e os produtores estão a perder. Isto está

mais ou menos de acordo com as previsões que tínhamos em 2012».

(Carlos Pimenta)

O contrafactual adotado por Carlos Pimenta enferma de um erro que é a incorporação no cálculo dos

custos de CO2 evitados. Ora, estes não são evitados por efeito desta extensão, mas sim pela simples

existência destas centrais, que é um facto resultante de anteriores medidas de política energética. A existência

desta capacidade instalada é independente dos méritos do Decreto-Lei n.º 35/2013. Numa análise do impacto

incremental entre este novo regime e o anterior (Decreto-Lei n.º 33-A 2005) a incorporação destes valores leva

a conclusões erradas.

1.4.6 Cálculos apresentados por Artur Trindade na CPIPREPE

O ex-secretário de Estado Artur Trindade, autor do Decreto-Lei n.º 35/2013, apresentou à CPIPREPE uma

folha de cálculo com os seguintes parâmetros:

Taxa Desconto 7,00%

Horas equivalentes 2 450 h/ano

Degradação anual 0,50% %/ano

Potência 1 4 045 MW

Contribuição 1 5 800 €/MW

Potência 2 479 MW

Contribuição 2 5 800 €/MW

Potência 3 274 MW

Contribuição 3 5 000 €/MW

Potência 4 34 MW

Contribuição 4 5 000 €/MW

Potência total 4 832 MW

Floor 2021 - 2 60 €/MWh

Floor 2021 - 1 74 €/MWh

Cap 2021 98 €/MWh

Preço mercado 2021 65 €/MWh

Emissão evitada 370 g/kWh

Custo CO2 25 €/ton

Inflação 2013-2020 - Base 2,00%

Inflação 2018-2020 1,00%

Inflação 2021-2028 2,00%

Valor GO EUR/MWh 3 €/MWh

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Esta metodologia considera como efeito incremental do Decreto-Lei n.º 35/2013 o não pagamento de

certificados verdes. Os certificados verdes são valorizados, tal como já fizera Carlos Pimenta, tendo em conta

as emissões evitadas por uma central a ciclo combinado a gás natural – a central marginal e a menos poluente

– logo, são um minorante em termos de quantidade. Em termos de preço de CO2, foi proposto 25€ a tonelada,

como um valor em linha com as ambições de transição energética e que é um valor mais alto do que o

apresentado por Carlos Pimenta na sua audição.

Os resultados do cálculo são os apresentados no gráfico seguinte:

Os resultados apontam para um VAL positivo para o SEN e para os consumidores, para a generalidade dos

preços de mercado em 2012. A partir de 65 € por MWh o VAL (benefício) para os consumidores é de cerca de

650 M€. Foi referido que o preço médio de mercado no segundo semestre de 2018 foi de 65 €/Mwh. No

entanto, é claro que a dimensão do ganho (ou até perda) para o consumidor depende do preço de mercado

que se verifique. Com efeito, de acordo com esta metodologia, se o preço for inferior a 50€ a partir de 2021

pode haver perda para o SEN.

A metodologia proposta pelo ex-Secretário de Estado Artur Trindade enferma do mesmo erro já apontado

aos cálculos apresentados por Carlos Pimenta: não identifica o impacto da nova legislação face à anterior,

antes assumindo um cenário contrafactual que não é o do Decreto-Lei n.º 33-A/2005. Por outro lado, incorpora

também no cálculo (mesmo se de forma diferente) os custos de CO2 evitados. Ora, estes custos não são

evitados por efeito deste novo regime remuneratório, mas sim pela simples existência e funcionamento destas

centrais, que é prévia e independente do Decreto-Lei n.º 35/2013.

1.4.7 Cálculo dos possíveis impactos incrementais do Decreto-Lei n.º 35/2013

Para bem determinar os possíveis impactos do Decreto-Lei n.º 35/2013 devem ser utilizados diferentes

cenários de preços médios de mercado. Para cada um desses cenários, cabe identificar:

● o ganho ou sobrecusto para o SEN resultante da aplicação dos floors e do cap previstos do Decreto-Lei

n.º 35/2013, por oposição à tarifa de referência (leilão), deduzido da receita obtida pelo SEN com a

«contribuição voluntária» paga pelos produtores;

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● a cada um dos valores assim determinado deve ser somada uma segunda quantia, obtida face a cada

preço médio de mercado possível. Trata-se dos ganhos adicionais/cessantes pela não aplicação de

uma tarifa fixa determinada por leilão (como previa o 33-A/2005). Para identificar esses ganhos

adicionais/cessantes, cada preço médio de mercado deve ser cruzado com diferentes tarifas fixas que

poderiam ser obtidas em leilões competitivos;

● o efeito adicional do alargamento da cobertura à potência atribuída por concurso (excluída pelo Decreto-

Lei n.º 33-A/2005);

● o aumento da duração dessa cobertura, de 5 para 7 anos (quando aplicável).

A soma destas parcelas determinará o impacto incremental, em termos financeiros, do Decreto-Lei n.º

35/2013 em cada uma das combinações de preço médio de mercado/tarifa obtida em leilão até 2020.

Os parâmetros utilizados nos cálculos deste relatório são os seguintes:

1. A inflação é a verificada até 2018, sendo igual a este último ano para o resto do período considerado.

2. O load factor é extraído da média de produção real ocorrida entre 2013 e 2016 utilizada nos cálculos do

parecer da ERSE.

3. A taxa de desconto utilizada pretende dar a perspetiva do SEN, refletindo assim o custo médio da dívida

tarifária. Utilizou-se o mesmo valor do parecer da ERSE, sendo portanto o da avaliação do custo daquela

dívida referente a 2017.

4. Por simplificação, e sabendo à data que a maioria da potência instalada aderiu à remuneração igual ao

preço de mercado, com limite inferior de 74€/MWh e superior de 98€/MWh, por oposição à opção que apenas

previa o limite inferior de 60€/MWh, os cálculos foram efetuados com referência à primeira opção.

5. Por simplificação, no que se refere aos PRE eólicos resultantes de concursos públicos, foi assumido que

em média a operação se iniciou em 2010, aplicando-se o novo regime no período 2025 a 2032.

Quanto aos valores de uma tarifa de referência determinada nos termos do Decreto-Lei n.º 33-A/2005

(leilão), foi utilizada uma ampla gama de valores:

● o valor do floor do regime principal do Decreto-Lei n.º 35/2013 tal como calculado por Artur Trindade:

67€/MWh;

● a estimativa de Carlos Pimenta na CPIPREPE: 50€/MWh em julho de 2018;

● os valores médios de leilões recentes em diversos países.

País Data Preço

Peru 2016 Q1 34€/MWh

México 2016 Q3 30€/MWh

Alemanha 2018 Q1 47€/MWh

Espanha 2017 Q2 43€/MWh

Os potenciais efeitos incrementais do Decreto-Lei n.º 35/2013 são apresentados no quadro abaixo para um

conjunto de preços médios de mercado e preços de referência. (Folha de cálculo disponível aqui)

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Conclusões

1. Apesar de, no seu parecer prévio, a ERSE se ter pronunciado favoravelmente ao Decreto-Lei n.º

35/2013, a ERSE constatou a existência de ganhos de curto prazo (fruto da contribuição voluntária paga pelos

produtores) mas também de perigo para os consumidores no longo prazo. A averiguação desse perigo ocupou

a CPIPREPE e foi objeto de controvérsia entre diversos intervenientes.

2. O impacto incremental do Decreto-Lei n.º 35/2013 não pode ser identificado apenas pelo cálculo do

«sobrecusto líquido», isto é, a diferença entre o preço de mercado e a tarifa resultante da aplicação do

floor/cap menos a «contribuição voluntária». Nem tão pouco ignorando que, entre 2013 e 2020, era possível a

realização de novos concursos que viessem a resultar numa tarifa mais baixa do que a atribuída em 2007 ao

consórcio Ventinvest (70€/MWh). De facto, aquele impacto só pode ser calculado integrando a dissipação de

todos os ganhos/perdas potenciais sob o regime anterior.

3. Cruzando todos os preços de mercado (entre 30€ e 95€/MWh) com o valor da tarifa fixa que se poderia

obter num leilão de capacidade eólica a licenciar até 2020, em todos os cenários o SEN sai prejudicado.

Melhor cenário – leilão 67€/MWh (igual ao floor do Decreto-Lei n.º 35/2013), mercado 70€/MWh –, o

impacto incremental para o SEN é de 76 M€ positivos;

Pior cenário – leilão 30 €/MWh, mercado 30€/MWh –, impacto de 1971 M€ negativos;

Cenário com as premissas usadas por Carlos Pimenta na CPIPREPE – leilão 50€/MWh, mercado

65€/MWh5 – impacto de 536 M€ negativos.

4. Na sequência da aprovação do Decreto-Lei n.º 35/2013, registou-se a transação da propriedade, logo

entre 2013 e 2015, de centrais correspondentes a mais de um terço do mercado português:

● Iberwind (13,6% do mercado) – Magnum Capital vende à Cheung Kong Infrastructure Holdings e à

Power Assets Holdings.

● TrustEnergy (9,2% do mercado) – Engie vende 25% à Marubeni.

● Finerge (12,7% do mercado) – Enel vende à australiana First State Investments.

● Generg (8,2% do mercado) – Fundo Novaenergia vende à Total.

Recomendações

1. Para tentar evitar situações de litigância, será procurada uma solução negociada com os produtores

para a revisão deste regime mediante adaptações legislativas para a reposição do equilíbrio económico do

5 Preço de mercado no dia da audição, citado por Carlos Pimenta.

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regime anterior ao Decreto-Lei n.º 35/2013 e para a devolução aos produtores das contribuições voluntárias

pagas até hoje, acrescidas dos juros respetivos;

2. Em caso de recusa à negociação ou na falta de um acordo satisfatório, o governo definirá os termos da

concretização daqueles objetivos;

3. Realização de um concurso em regime de leilão descendente para a atribuição de novas licenças

eólicas. A tarifa feed in resultante desse leilão será paga, nos termos do Decreto-Lei n.º 33-A/2005, a todas as

centrais abrangidas por esse quadro legal;

4. Nos casos de centrais entretanto transacionadas, a ERSE deverá determinar uma taxa de rentabilidade

razoável que, havendo casos em que não seja atingida sob o quadro legal reposto, dará origem a um

mecanismo de compensação a pagar pelo SEN.

Capítulo 11

Sobreequipamento

1. Contexto e legislação associada

Sobreequipamento é a instalação de novos aerogeradores em centrais eólicas já existentes, de modo a

aumentar a sua potência instalada.

A possibilidade do sobreequipamento é introduzida pelo Decreto-Lei n.º 225/2007, apresentado como «uma

via de desenvolvimento da energia eólica (…), permitindo minimizar os impactes ambientais e os tempos de

licenciamento e de construção por via da utilização das infraestruturas existentes» justificada com «a

necessidade de minimizar os custos de interesse económico geral».

No entanto, este decreto limita o sobreequipamento a 20% da capacidade de injeção licenciada e define

que a remuneração da potência adicional é feita com tarifa e prazo do regime remuneratório pelo qual o

parque eólico já esteja abrangido.

O Decreto-Lei n.º 51/2010 vem reforçar que o sobreequipamento no sentido de contribuir «para a

concretização do compromisso assumido pelo Governo de assegurar a duplicação da capacidade de produção

de energia eléctrica no horizonte de 2020 eliminando importações, reduzindo a utilização das centrais mais

poluentes e contribuindo para que, em 2020, 60% da produção de energia eléctrica seja feita a partir de fontes

renováveis», passando a obrigar à instalação nos aerogeradores de equipamentos destinados a suportar

cavas de tensão e fornecimento de energia reactiva durante essas cavas para reforçar a segurança da Rede

Elétrica de Serviço Público (RESP). Adicionalmente, isenta a instalação de nova potência da obrigação de

estudos de impacto ambiental adicionais e reduz o processo de licenciamento a uma comunicação prévia.

A remuneração da potência licenciada ao abrigo Decreto-Lei n.º 51/2010 é redefinida «com um desconto de

0,12 % sobre a tarifa aplicável por cada aumento de 1% na capacidade instalada relativamente à potência de

injecção atribuída», vigorando essa tarifa até ao final da feed-in tariff original.

Em 2012, no quadro do acordo proposto pelo governo à APREN e que daria origem ao Decreto-Lei n.º

35/2013, é incluído um ponto relativo à intenção do governo de legislar o sobreequipamento e a energia

adicional:

«A par da aprovação da legislação tendente à concretização da proposta, é intenção do governo proceder

à revisão do regime jurídico aplicável ao sobreequipamento, contemplando, no quadro dessa revisão a

possibilidade de os parques eólicos que apresentam uma potência instalada superior à potência de injeção

autorizada injetarem na rede, sempre que as condições técnicas e de segurança da rede assim o permitam, a

totalidade da energia produzida pela respetiva potência instalada.

O regime de remuneração aplicável à energia gerada pela potência instalada que ultrapassa a potência de

injeção autorizada – a qual, atualmente não é remunerada, nem injetada na rede – será criado e fixado de

acordo com critérios de racionalidade económica, devendo constituir-se um grupo de trabalho para analisar os

aspetos técnicos necessários à operacionalização do regime de remuneração fixado.»

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Assim em 2014, após a criação de um grupo de trabalho com várias entidades (operadores da rede de

transporte e distribuição, CUR, gestor do SEN e APREN), o Decreto-Lei n.º 94/2014 vem alterar a

remuneração do sobreequipamento definindo que a mesma será remunerada a 60 €/MWh, enquanto perdurar

a aplicação do regime bonificado/garantido ao abrigo do qual o parque foi licenciado.

Na altura, a ERSE foi consultada e alertou para o seguinte:

● a energia adicional e a energia do sobreequipamento serem remuneradas ao mesmo preço (60€/MWh):

enquanto a primeira se limita à remuneração do eventual diferencial entre potência injetada na rede e

licenciada pelo parque, a segunda decorre de investimentos feitos, o que justificaria uma tarifa específica:

«Esta situação leva a questionar a pertinência de tratar do mesmo modo situações claramente distintas, se

vistas na perspetiva de um regime de incentivo aos produtores. Em particular, é questionável que a

remuneração necessária para incentivar a injeção de potência adicional (nos casos em que não existem

investimentos adicionais relevantes) seja igual à remuneração atribuída às situações de sobreequipamento,

em que o produtor incorre necessariamente em investimentos em novos aerogeradores. (…) A ERSE

considera que carece de justificação a utilização do mesmo valor para remuneração de situações

potencialmente distintas, nomeadamente no que diz respeito aos investimentos necessários a efetuar pelos

produtores. No caso da energia adicional, podendo esta corresponder a situações nas quais o investimento

adicional exigido ao produtor seja residual ou nulo, a remuneração parece desajustada.»

● a tarifa dos 60 €/MWh não tem uma justificação económica baseada no mercado, o que levaria a um

potencial sobrecusto máximo de 48,5M€, em 2013.

Artur Trindade, na sua audição na CPIPREPE justificou a tarifa de 60€/MWh:

«Previa-se que esse mecanismo do sobreequipamento pudesse facilitar, liberalizar, se quiser, o

investimento em energia eólica, menorizando os custos e facilitando as metas da energia renovável. Os

60€/MWh, não atualizáveis, eram o valor pensado para desbloquear e para dinamizar o sobreequipamento;

para permitir que, de uma forma rápida, se pudesse ter mais investimento em energias renováveis, porque

iriamos precisar deles; (…) Portanto, era fácil, era rápido e tínhamos uma forma de cumprir com os nossos

objetivos e com as novas metas de energias renováveis.»

Ao abrigo deste decreto foram instalados 128 MW de potência em sobreequipamento, de um total de 822

MW elegíveis (Dados ERSE).

No Decreto-Lei n.º 94/2014 fica previsto ainda que a potência licenciada de sobreequipamento em parques

que usufruam do Decreto-Lei n.º 35/2013 possa ser abrangida por esse regime desde que pagas e atualizadas

à nova potência as respetivas contribuições:

«Artigo 11.º

2 – (…) a entidade obrigada à aquisição da energia elétrica produzida em regime especial a nível

continental, procede à determinação do reforço do valor da compensação anual, derivado da autorização para

sobreequipamento, e em consequência das prestações mensais a pagar pelo titular do centro eletroprodutor

cuja adesão ao regime do Decreto-Lei n.º 35/2013, de 28 de fevereiro, se mantenha válida e eficaz.»

Assim, aplica-se à nova potência resultante do sobreequipamento, no fim do prazo da tarifa garantida da

central, o regime remuneratório previsto no Decreto-Lei n.º 35/2013 (na grande maioria dos casos, com um

floor de 68€/MWh).

Em 2015, a Portaria n.º 102/2015 vem regulamentar o novo procedimento para os pedidos de autorização

de injeção de energia adicional e de sobreequipamento previsto do Decreto-Lei n.º 94/2014, dispensando a

instalação de equipamentos individualizados da telecontagem da energia adicional e do sobreequipamento

caso se demonstre que o custo do equipamento de contagem é desproporcional quando comparado com a

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energia faturada (decisão a que ERSE já se tinha oposto no seu parecer ao Decreto-Lei n.º 94/2014).

Adicionalmente, prevê a possibilidade de corte no fornecimento de energia por razões de segurança.

Em 2017, o Secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, emite o Despacho n.º 7087/2017, em

que pede à ERSE o cálculo dos impactos tarifários dos pedidos de sobreequipamento pendentes na DGEG,

condicionando assim o seu licenciamento à ausência de «efeitos negativos para o Sistema Elétrico Nacional».

A ERSE define a metodologia de cálculo dos sobrecustos que utilizará para a averiguação dos impactos

tarifários, dando igualmente o exemplo do cálculo para caso de articulação com o Decreto-Lei n.º 35/2013.

Nessa metodologia assume num cenário base que o preço médio nominal do mercado até 2030 seria de 47,5

€/MWh.

Na origem do Despacho n.º 7087/2017 está a preocupação de eventuais sobrecustos devido à

sobreposição dos Decretos-Leis n.os 94/2014 (sobreequipamento) e 35/2013 para os produtores que aderiram

a este último, uma vez que as normas estabelecidas no Decreto-Lei n.º 35/2013 implicam uma remuneração,

aplicável à totalidade da energia produzida, que incide igualmente sobre a energia proveniente do

sobreequipamento, garantindo assim não os 60 €/MWh mas sim, uma remuneração entre os 68 e 90 €/MWh,

até ao final do prazo da tarifa garantida (mais 5 ou 7 anos mediante o regime a que o produtor aderiu). Esta

sobreposição leva a que os custos com a medida do sobreequipamento resultante do acordo celebrado entre a

APREN e o governo em 2012 sejam superiores aos resultantes da simples aplicação da tarifa de 60€/MWh.

Já em 2019, o Secretário de Estado da Energia, João Galamba, pela Portaria n.º 43/2019, cria um regime

opcional destinado aos produtores com pedidos de sobreequipamento pendentes na DGEG. Esse regime

reduz a tarifa garantida ao sobreequipamento para 45€/MWh, dispensando o parecer da ERSE sobre o

licenciamento, considerando que este preço seria abaixo do cenário plausível da ERSE para a evolução do

mercado (47,5 €/MWh), e por isso não suscetível de inferir efeitos negativos no SEN. Esta tarifa de

sobreequipamento é garantida por 15 anos e não admite a posterior transição para o regime remuneratórios

previstos no Decreto-Lei n.º 35/2013.

Na CPIPREPE, o Secretário de Estado João Galamba justificou esta medida:

«O parecer da ERSE é dispensado porque o parecer da ERSE assenta num seu próprio pressuposto de

que tarifas acima de 47,5€ geram um sobrecusto e, portanto, tarifas abaixo de 47,5 € não geram um

sobrecusto e nós pusemos uma tarifa de 45€/MWh, (…) em linha com o LCOE da energia eólica (…) e,

portanto, de acordo com os argumentos da própria ERSE, um sobreequipamento a 45 €/MWh (…) gera um

sobreganho. (…) A tarifa de 45€/MWh não pode ser separada do facto de haver um decreto-lei que dá um

direito de produzir a 60€/MWh. (…) Portanto, [trata-se de] com os 60€/MWh do decreto-lei e os 74€/MWh que

estavam implicados nesse decreto-lei, (…) sem alterar o decreto-lei, permitir que, por uma opção livre dos

promotores, eles optem por uma tarifa significativamente mais baixa. (…) Todos os projetos que têm aceitado

os 45/MWh acabam com a litigância que tinham com o Estado, retirando os processos que tinham posto em

tribunal.»

2. Custos para o SEN

Sobre a articulação dos Decretos-Leis n.os 35/2013 e 94/2014 e os respetivos custos para o sistema, o SEE

João Galamba, ouvido na CPIPREPE, afirmou:

«(…) havia um decreto-lei publicado em 2014, que definia que os pedidos de sobreequipamento teriam

direito a uma tarifa de 60 €, mas esse decreto-lei articulava-se com o Decreto-Lei n.º 35/2013 e, na realidade,

as tarifas subiriam posteriormente acima dos 70 €. Esse processo estava bloqueado porque no procedimento

administrativo que operacionalizava este Decreto-Lei havia lugar à emissão de um parecer por parte da ERSE,

um parecer obrigatório, em que se a ERSE concluísse que aquele pedido de sobreequipamento onerava os

consumidores e representava um custo para o sistema elétrico nacional, não seriam autorizados. Nesta

medida, todos os que foram apresentados foram indeferidos, porque todos apresentavam custos para o

sistema elétrico nacional.»

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Em 2017, a ERSE quantificou os impactos potenciais do sobrecusto na tarifa entre 101 e 332M€, com

máximo de 47M€ anuais em 2027. O sobrecusto só deixaria de existir em 2038, com o fim da remuneração

garantida de todos os produtores ao abrigo do Decreto-Lei n.º 35/2013.

Contudo, a APREN, na voz do seu presidente António Sá da Costa, quando ouvido na comissão, recusa

esta metodologia, dizendo que é enviesada de modo a apresentar elevados sobrecustos.

Conclusões

1. O Decreto-Lei n.º 94/2014, ao admitir a integração da potência de sobreequipamento nos regimes

remuneratórios do Decreto-Lei n.º 35/2013, veio alargar o prazo da tarifa garantida a esta potência. Aos prazos

anteriores da FIT do sobreequipamento (o remanescente do período de 15 anos definido em 2005) foram

adicionados 5 a 7 anos adicionais em patamares relativamente elevados.

2. A adesão dos produtores ao regime opcional criado em 2019 e que impõe uma remuneração de

45€/MWh por 15 anos, eliminando a possibilidade de trânsito para o regime cap/floors estabelecido no

Decreto-Lei n.º 35/2013, demonstra que as opções de 2014 favoreciam os produtores de forma desadequada.

Capítulo 12

Dupla subsidiação a produtores em Regime Especial

Contextoe legislação associada

No trabalho de «Análise aos incentivos às renováveis com apoio comunitário» realizado pela DGEG, sob a

tutela do Secretário de Estado Jorge Seguro Sanches, verificou-se a existência de centros electroprodutores

que beneficiam ou beneficiaram cumulativamente de tarifa garantida e de apoios públicos à promoção e ao

desenvolvimento das energias renováveis. Face aos factos e perante indícios fortes de motivo para devolução

ao SEN de valores muito elevados, o Secretário de Estado determinou em 22 de agosto de 2016 a apreciação

do problema e a averiguação da possibilidade da consideração destes valores na fixação de tarifas para 2017

pela ERSE.

O Secretário de Estado determinou, através da Portaria n.º 268-B/2016 que «na previsão dos custos

estimados pela aquisição pelo CUR do SEN da energia elétrica produzida em PRE, que beneficia de

remuneração garantida, devem ser deduzidos os valores recebidos pelos centros electroprodutores que

beneficiaram cumulativamente de apoios à promoção e ao desenvolvimento das energias renováveis através

de outros apoios públicos.»

Posteriormente, a Lei do OE para 2018 veio consolidar e ordenar a verificação da dupla subsidiação e a

dedução dos apoios excessivos. Pela Portaria n.º 69/2017 o governo determinou o mecanismo de dedução

e/ou reposição da acumulação indevida.

Tratando-se de um processo de elevada complexidade e no quadro das debilidades de recursos dos

serviços envolvidos, verificaram-se significativos atrasos na identificação dos centros electroprodutores e dos

valores recebidos em excesso por cada um deles, o que levou mesmo o Secretário de Estado da Energia a

solicitar à Inspeção Geral de Finanças do apoio técnico especializado necessário à realização daquelas

operações. O valor apurado pela IGF, no seu Relatório «Dupla Subsidiação aos produtores de eletricidade em

regime especial» foi de cerca de 300 milhões de euros.

Por efeito daquele atraso, o montante de 140 milhões, deduzido à tarifa de 2018, assume hoje a natureza

de uma imparidade não registada no SEN.

O Secretário de Estado da Energia, João Galamba, disse na CPIPREPE o seguinte:

«Sobre esse tema foi pedida uma auditoria à IGF [Inspeção-Geral de Finanças], que completou o relatório

preliminar e enviou-o para a DGEG para contraditório, o que aconteceu. Neste momento, o relatório ainda não

me foi enviado, portanto, não sei se já foi concluído ou não o relatório final por parte da IGF, mas esse relatório

ainda não me foi enviado».

(João Galamba)

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Sobre o mesmo assunto, o ministro do Ambiente e da Transição Energética, Matos Fernandes, afirmou o

seguinte:

«No que diz respeito às decisões tomadas sobre o duplo apoio e à forma como a sugestão da ERSE se

refletiu nas próprias tarifas, não há novidade nenhuma. Isto é, aquilo que foi feito, à altura, com a informação

que a ERSE tinha, é aquilo que não pode deixar de ser feito agora. A nossa questão é a de avaliar, na prática:

se esses 140 milhões existem mesmo; e, porque estamos a falar de um processo já muito pretérito, se ainda

estamos em tempo de, objetivamente, os podermos trazer para dentro do sistema e, dessa forma, continuar o

abaixamento das tarifas também por via da incorporação desta receita. Foi isso que solicitámos à Inspeção-

Geral de Finanças e aguardamos que nos seja enviado o seu parecer para percebermos se, de facto, e repito

o que já disse, esses 140 milhões de euros existem mesmo para os podermos manter — e oxalá assim seja!

— onde eles estão, que é a contribuir para a redução na tarifa da eletricidade.»

(audição Matos Fernandes)

Conclusão

Está por aplicar a determinação aprovada em lei de Orçamento do Estado quanto a esta matéria.

Recomendação

O Governo deve tomar as medidas necessárias ao integral cumprimento dos dispositivos legais inscritos no

artigo 171.º da Lei n.º 42/2016 e da Portaria n.º 69/2017.

Capítulo 13

O papel dos consultores da Boston Consulting Group na liberalização do mercado elétrico em

Portugal

Na vigência dos Governos PSD/CDS (2002-2005), a tutela governativa da energia esteve assessorada por

dois especialistas requisitados à Boston Consulting Group (BCG), Ricardo Ferreira e João Conceição,

respetivamente nos gabinetes dos ministros Carlos Tavares e Álvaro Barreto e do secretário de Estado

Franquelim Alves (desde junho de 2003 a junho de 2004), respetivamente.

Em 2003, Pedro Rezende, quadro da BCG desde 1990 e vice-presidente da filial portuguesa, transita para

o conselho de administração da EDP, integrado na equipa presidida por João Talone. Em 2004, já no final do

processo preparatório do Decreto-Lei n.º 240/2004, um outro quadro da mesma consultora, Miguel Barreto, é

requisitado para o cargo de diretor-geral de Energia e Geologia.

Na altura, a centralidade desta consultora no setor foi notada, inclusivé pela imprensa. A 9 de junho de

2004, à chegada de Miguel Barreto à DGEG, o jornal Público e a TVI noticiam que a «Boston Consulting

Group reforça influência no Ministério da Economia»:

«Miguel Barreto Antunes, 28 anos, substituiu recentemente Jorge Borrego no cargo, no âmbito de uma

reestruturação que envolve a fusão entre as anteriores direcções-gerais de Energia e Geologia e Minas. Os

últimos dois grandes projectos profissionais de Miguel Barreto Antunes, enquanto consultor da BCG, foram de

apoio à EDP no processo de reestruturação do sector e na negociação do Plano Nacional de Alocação de

Licenças de Emissões de CO2. Esta contratação vem reforçar o «peso» que a consultora tem ganho na área

energética, junto do Governo e das principais entidades do sector, uma presença que é justificada por ser a

área em que tem ganho competências. No último ano, a BCG foi solicitada para vários trabalhos de consultoria

para o Ministério de Economia, EDP e Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), além de outras

empresas.»

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Ricardo Ferreira coordenou a preparação do processo legislativo dos CMEC, redigiu respostas oficiais do

ministro Tavares, acompanhou-o a reuniões em Bruxelas, inclusivé com o Comissário europeu da

Concorrência, Mario Monti, no âmbito da preparação da aprovação do Decreto-Lei n.º 240/2004 pela

Comissão. E foi Ricardo Ferreira quem recomendou ao secretário de Estado Franquelim Alves a assessoria do

seu antigo colega da BCG, João Conceição.

Enquanto estes quadros requisitados exerciam funções nos gabinetes do Estado, a Boston Consulting

Group continuou, de 2002 a 2005, a prestar assessoria à EDP na preparação para a entrada em

funcionamento do MIBEL.

No final do curto mandato do governo Santana Lopes, Ricardo Ferreira transita diretamente para o cargo

de diretor-geral do Departamento de Regulação e Concorrência da EDP, onde permanece até hoje.

Ao contrário de Ricardo Ferreira, que transita do gabinete de Carlos Tavares para o de Álvaro Barreto,

João Conceição não se mantém no gabinete sob o governo Santana Lopes, regressando aos quadros da

Boston Consulting Group, onde permanece até agosto de 2008.

No seu curriculum vitae, João Conceição resume aquele ano de trabalho no Ministério:

«Co-liderou equipa governamental nas negociações com as Autoridades Espanholas para definição do

novo Mercado Eléctrico Ibérico (MIBEL) – volume de negócio estimado superior a €5000M/ano; Superintendeu

equipa responsável pela gestão do processo legislativo de liberalização do Mercado Eléctrico em Portugal

(incluindo aprovação da Comissão Europeia sobre as compensações prestadas); Delineou acções de

coordenação junto do Min. do Ambiente e co-orientou a transposição da Directiva Europeia do Mercado de

Emissões e a implementação da Política Nacional sobre Energias Renováveis; Coordenou a preparação de

diplomas legais no ramo da Energia (Petróleo, GN e Electricidade)».

(Currículo disponibilizado no site da REN em 2010)

De regresso à BCG, João Conceição permanece na área da Energia da consultora e, em finais de 2006,

quando o governo de José Sócrates decide concretizar a cessação dos CAE e sua substituição pelos CMEC,

vai liderar a equipa da consultora ao serviço da EDP na preparação de propostas para a nova legislação do

MIBEL.

De acordo com peças do processo judicial citadas pela imprensa, entre novembro e dezembro de 2006, o

consultor João Conceição terá enviado aos responsáveis da EDP várias versões confidenciais de diplomas em

preparação nos ministérios da Economia e do Ambiente, tendo articulado com os advogados da EDP

(escritório MLGTS) alterações àqueles textos.

Em abril de 2007, João Conceição estabelece-se no Ministério da Economia, como assessor do ministro

Manuel Pinho. No currículo que entregou à REN, o seu vínculo à BCG termina aí, mas a verdade é que

Conceição permaneceu nos quadros da consultora e foi remunerado por ela, até agosto de 2008.

Não foram encontrados nos arquivos da BCG e do governo quaisquer registos de vínculo contratual entre a

consultora e o Ministério da Economia. Em contrapartida, a CPIPREPE obteve da EDP um conjunto de

documentos que comprovam o pagamento à BCG de 296 mil euros, a título de remuneração da consultoria

coordenada por João Conceição desde janeiro de 2007 – sobre «o futuro modelo de funcionamento do

MIBEL». Na última das três fases do projeto, estava prevista a apresentação de propostas da EDP ao

Ministério da Economia e à Direção Geral de Energia.

Questionado na CPIPREPE sobre quem pagou à Boston Consulting o trabalho de João Conceição no

Ministério da Economia, o administrador da EDP, João Manso Neto respondeu apenas: «Não faço a mínima

ideia». António Mexia, presidente executivo da empresa, afirmou que, «João Conceição deixou de integrar a

equipa da BCG [que apoiava a EDP] assim que assumiu funções no Ministério e foi substituído por outro

sócio».

João Conceição só interrompe de facto o seu vínculo à BCG em agosto de 2008. No entanto, permanece

como assessor de Manuel Pinho até abril de 2009, sempre sem qualquer contrato com o Ministério. Nesse

período, é quadro do banco Millennium BCP, acionista da EDP. Mas o banco opta por manter este quadro a

tempo inteiro no gabinete do ministro da Economia.

Esta contratação pelo Millennium BCP ocorre um mês depois de João Conceição enviar um e-mail a

António Mexia e a João Manso Neto – «conforme pedido» por estes – apresentando as suas qualificações

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profissionais e condições de remuneração — 140 mil euros por ano, mais seguros de saúde e vida, e um

bónus até 50%. Correspondência enviada pelo Ministério Público à CPIPREPE comprova que João Manso

Neto escreveu a António Mexia dizendo que «nesta fase no BCP teriam de lhe pagar 10 000 euros/mês (14

meses) e os seguros de vida e saúde. O resto seria regularizado depois na solução definitiva».

Em abril de 2009, a convite dos acionistas privados da REN, João Conceição torna-se administrador da

empresa em regime de substituição (ao mesmo tempo e de igual modo, outro assessor de Manuel Pinho, Rui

Cartaxo, cujo papel no processo de avaliação da extensão da utilização do domínio hídrico foi detalhado no

capítulo 2, torna-se chief financial officer da REN, passando a CEO em novembro de 2009).

Em resumo, entre abril de 2007 e abril de 2009, João Conceição assessorou Manuel Pinho, com e-mail

oficial e funções permanentes no Ministério da Economia, assim descritas pelo próprio João Conceição no seu

currículo:

«Liderou a implementação do novo modelo do Mercado Ibérico de Electricidade e do processo cessação

antecipada dos CAE (>€ 3300 M); coordenou a definição e implementação da Política Energética Nacional na

vertente das renováveis, em particular na elaboração do Plano Nacional de Barragens e na diversificação em

novas áreas (ex. solar); co-liderou a Equipa responsável pela gestão da Presidência Portuguesa da União

Europeia no sector da Energia, em especial na elaboração e apresentação da Visão de longo prazo para as

Tecnologias Energéticas; conduziu a promoção e monitorização do Plano de Investimentos no sector da

Energia (>€ 15 B até 2015); Coordenou as intervenções do Gabinete do Ministro em temas do sector da

Energia».

Conclusões

1. Uma equipa de quadros altamente qualificados e com experiência partilhada numa consultora que

apoiava em permanência a EDP migrou em 2002-2004 para posições de importância crítica no momento da

elaboração do novo quadro legal do setor elétrico:

● na preparação de legislação, negociação com as partes interessadas e com as instituições europeias,

no aconselhamento de responsáveis de governo (assessores Ricardo Ferreira e João Conceição);

● na liderança do órgão administrativo que tutela a Energia, a DGEG (Miguel Barreto);

● no Conselho de Administração da EDP (Pedro Rezende).

2. Esta circunstância era do conhecimento público e, portanto, também dos membros do governo que a

proporcionaram, em particular, Carlos Tavares e Franquelim Alves, ministro da Economia e secretário de

Estado com a tutela da Energia no Governo PSD/CDS.

3. O trânsito de Ricardo Ferreira do gabinete do ministro Carlos Tavares para um lugar de direção na EDP

foi abordado na CPIPREPE como um exemplo da «porta giratória» entre lugares de grande influência/decisão

política sobre determinado setor e cargos de responsabilidade em grandes empresas desse mesmo setor.

4. O caso de Rui Cartaxo, assessor de Manuel Pinho no governo PS e que ocupará lugares de topo na

REN, apresenta características semelhantes.

5. Miguel Barreto, Diretor-Geral de Energia nomeado pelo Governo PSD/CDS e que, já sob o governo PS

e por inerência ao cargo de diretor-geral de Energia, presidiu à Agência para a Energia (ADENE), centralizou,

entre 2006 e 2009, a preparação do sistema nacional de certificação energética. Saiu da DGEG em 2008 e

fundou, em sociedade com o grupo Martifer, uma empresa de certificação energética, a Home Energy, em que

deteve uma quota de 40%. A empresa foi vendida em 2010 à EDP por 3,4 milhões de euros.

Na sua audição, Miguel Barreto respondeu que foi obrigado pela Martifer a também vender a sua quota à

EDP:

A empresa era maioritariamente do Grupo Martifer e nós tínhamos um parassocial. Normalmente, quando

se cria uma empresa, faz-se um parassocial e existe uma série de cláusulas, e havia uma cláusula que se

chama drag along. O que é que quer dizer uma cláusula drag along? Quer dizer que se o Grupo Martifer, como

maioritário, quisesse vender, tinha o direito de me levar com ele, tinha o direito de me obrigar a vender a

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II SÉRIE-B — NÚMERO 50

122

minha posição. De qualquer maneira, a decisão de vender a Home Energy foi do Grupo Martifer. E gostava

também de dizer aqui que a Home Energy foi depois vendida — como perguntou, clarifico — ao Grupo EDP,

mas gostava de deixar clara esta ideia: nunca recebi nenhuma vantagem do Grupo EDP pela venda da Home

Energy.

No entanto, no aludido acordo parassocial, a que a CPIPREPE teve acesso, não se encontra a cláusula

referida por Miguel Barreto, pelo que a decisão de venda sido uma opção própria do acionista.

6. O caso de João Conceição tem contornos especialmente graves, como resulta das várias funções

incompatíveis que, em simultâneo ou interpoladamente, desempenhou e da entrega à REN de um curriculum

vitae que omite a sobreposição da presença nos quadros da BCG com a assessoria no Ministério da

Economia, bem como a passagem pelo Millennium BCP também nesse período. A omissão destas

informações revela a consciência da situação de incompatibilidade em que João Conceição se encontrou ao

longo dos dois anos em que desempenhou funções de assessor do ministro Manuel Pinho.

7. Esta incompatibilidade não podia ser do desconhecimento de João Manso Neto e António Mexia,

porquanto a EDP participou em reuniões regulares (na preparação dos contratos de concessão do domínio

hídrico, por exemplo) em que a representação do Ministério da Economia estava a cargo de João Conceição,

então remunerado pelo Millennium BCP, no contexto já apresentado.

8. Tanto no caso de Rui Cartaxo (ver capítulo 2) como no caso de João Conceição, estão identificadas, no

âmbito do processo judicial que corre termos, comunicações com responsáveis da EDP que demonstram que,

na relação entre quadros do Ministério e responsáveis da empresa, além do fluxo permanente de informação,

ocorreu uma deslocação da preparação do processo legislativo, do seu ritmo e do seu conteúdo, para o

incumbente privado.

Capítulo 14

Manuel Pinho e o protocolo da EDP com a Universidade de Columbia

A CPIPREPE procurou obter esclarecimentos, em particular junto de Manuel Pinho, António Mexia e João

Manso Neto, acerca da natureza do convite recebido pelo ex-Ministro da Economia para lecionar na School of

International and Public Affairs, Universidade de Columbia, no âmbito de uma cátedra sobre energia

renováveis criada por proposta e com patrocínio da EDP.

Num artigo no jornal Público em 2017, Manuel Pinho escreveu que «a ideia surgiu apenas em setembro de

2009 num jantar em casa do Professor Joe Stiglitz».

Em correspondência disponibilizada à CPIPREPE pela Procuradoria Geral da República, verifica-se que tal

jantar ocorreu antes de julho de 2009, quando Manuel Pinho ainda era ministro da Economia. Com efeito, a 23

de julho, apenas duas semanas depois da demissão do ministro, a sua esposa escreve a Anya Stiglitz (esposa

de Joseph Stiglitz, e também professora daquela universidade) considerando oportuno «planear algo

relacionado com a Universidade de Columbia». Uma semana depois, a 29 de setembro, Manuel Pinho escreve

a Anya Stiglitz afirmando que a Horizon (subsidiária norte-americana da EDP) estaria preparada para fazer um

donativo de 300 mil dólares/ano ao longo de cinco anos «desde que eu esteja envolvido no desenvolvimento

de um programa relacionado com energia».

António Mexia estava ao corrente das diligências de Manuel Pinho. Em audição na CPIPREPE, o

presidente da EDP admitiu a sondagem do ex-ministro quanto ao patrocínio da EDP, de onde terão resultado

os 300 mil euros/ano ao longo de cinco anos que Pinho transmitiu a Anya Stiglitz ainda em julho. Afirma Mexia:

«A única coisa de que me recordo é que, nesta procura de uma universidade, o Dr. Manuel Pinho terá

partilhado comigo, tranquilo: ‘E se houver alguma universidade como a de Columbia?’ E eu disse: ‘Não tenho

problema nenhum, a minha relação é com a Universidade de Columbia’. (…) ‘É natural que eu tenha referido,

inclusive ao Dr. Manuel Pinho, quais eram tipicamente os montantes que poderiam ser objeto de acordos ’».

Na CPIPREPE, o administrador da EDP João Manso Neto insistiu que «a Universidade pediu à EDP um

patrocínio». Porém, resulta claro da consulta de documentação emergente no processo judicial que o primeiro

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5 DE JUNHO DE 2019

123

contacto entre a EDP e a Universidade é da iniciativa da primeira: a 1 de novembro de 2009, Manuel Pinho

escreve ao reitor de Columbia que António Mexia lhe enviaria uma solicitação pessoal para um encontro na

última semana do mês. O presidente da EDP confirma que a iniciativa parte da empresa:

«Quisemos que houvesse uma universidade, não contratando, ao contrário do que fizemos com Berkeley,

em que contratámos diretamente um professor, que pudesse fazer pedagogia, defesa e debate à volta do que

era um recurso enorme nos Estados Unidos».

A 20 de novembro, realiza-se o encontro agenciado por Manuel Pinho e fica comprometido entre Mexia e o

reitor de Columbia o pagamento de um patrocínio pela Horizon de 300 mil dólares/ano durante quatro anos e

que Manuel Pinho será um dos professores visitantes convidado.

Nos seus primeiros contactos com Columbia, Manuel Pinho prontificara-se a ocupar um lugar não

remunerado e informa que se prepara para assumir um cargo não-executivo na administração da Horizon. Na

CPIPREPE, António Mexia nega a existência de tal hipótese. O facto é que, na versão assinada do protocolo,

está prevista a remuneração do lugar que, durante um ano, veio a ser ocupado por Manuel Pinho no âmbito

deste programa.

Conclusão relativa aos capítulos 14 e 15

Ao longo dos trabalhos da CPIPREPE foram apurados factos sobre a atuação de Manuel Pinho e João

Conceição, arguidos no âmbito da investigação judicial decorrente da “Operação Ciclone”, que se somaram à

informação extraída do processo judicial em curso e remetida à CPIPREPE pela Procuradoria Geral da

República. Esses novos factos apurados pela CPIPREPE foram comunicados à PGR e constam deste

relatório, reforçando e em nenhum caso contrariando indícios que levaram à abertura do referido processo de

investigação.

Parte III

Conclusões finais

1. A legislação de 1995 previa a celebração de contratos de aquisição de energia (CAE) entre o então

Sistema Elétrico Público e a EDP (então CPPE). Em 1996, o desenho desses contratos define taxas de

remuneração e condições contratuais para as centrais EDP (estatais e já construídas, 8,5%) inferiores às

definidas para o investimento (privado e externo, 10%) nas novas centrais térmicas do Pego e da Tapada do

Outeiro. A opção política pela atribuição à EDP desta renda por 20 anos teve em vista o cumprimento das

diretivas europeias que impunham o início da liberalização do mercado e o robustecimento financeiro da

empresa e a oferta de garantias de rentabilidade futura que dinamizassem o processo da sua privatização.

2. A legislação europeia da liberalização do mercado de eletricidade veio impor a cessação dos CAE.

Essa imposição externa originou a criação do mecanismo CMEC, que governou a transição para o mercado

ibérico. Registe-se que essa aparente imposição obrigatória da passagem dos CAE a CMEC não se verificou

para as centrais térmicas do Pego e da Tapada do Outeiro. O Estado português, na dupla condição de

legislador e de acionista de controlo da EDP, promoveu este mecanismo com o objetivo anunciado de manter

o equilíbrio contratual resultante das regras e remuneração dos CAE. Subjaz ao Decreto-Lei n.º 240/2004 uma

autorização legislativa da Assembleia da República aprovada pela maioria parlamentar que na altura

suportava o governo.

3. A autorização pela Comissão Europeia do regime previsto no Decreto-Lei n.º 240/2004 foi contestada

nesta CPI, contudo a comissão europeia reiterou a sua metodologia em períodos temporais posteriores.

4. A manutenção do equilíbrio contratual dos CAE não foi respeitada em diversos pontos da nova

legislação, tal como a ERSE indicou no seu parecer prévio ao Decreto-Lei n.º 240/2004, que define as

condições da cessação dos CAE e a criação de medidas compensatórias. No âmbito do cálculo da

revisibilidade final dos CMEC, a ERSE contabilizou alguns desses elementos de vantagem, perfazendo um

valor de 510 milhões de euros de rendas excessivas a corrigir. Deste montante, são recuperáveis sob o atual

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II SÉRIE-B — NÚMERO 50

124

enquadramento legislativo e contratual, 285M€ relativos à não realização de testes de verificação de

disponibilidade. Àquele montante acresce, como valor recuperável, os 140 M€ de dano ao SEN entre 2009 e

2014 no mercado de serviço de sistemas, bem como 102 M€ (até 2027) por efeito da revisão da taxa de juro

dos CMEC no cálculo do ajustamento final.

5. A Tejo Energia, nos termos do CAE, terá de negociar o quadro económico de uma eventual extensão

da operação da central do Pego para além do prazo do contrato (2021). No entanto, no caso da central de

Sines, o Decreto-Lei n.º 240/2004 possibilitou a prorrogação da sua operação para além do prazo do CAE

(2017) sem prever qualquer forma de compensação ao SEN. No cenário base usado pela ERSE, a

prorrogação da central de Sines por oito anos (até 2025) sem correspondência económica no SEN, ainda que

legalmente enquadrada, é geradora de uma vantagem para a EDP de 951 milhões de euros.

6. A remuneração da REN pela detenção de terrenos do domínio público cria uma rentabilidade de ativos

estatais para valorizar a empresa no contexto da sua privatização e, mais tarde, da sua natureza 100%

privada. Desde 2006, as rendas pagas à REN por terrenos do domínio público somaram custos tarifários de

330 milhões de euros, dos quais 80 milhões correspondem a remuneração que a ERSE sempre contestou.

7. Os acionistas da REN (Estado e acionistas privados) beneficiaram em 2007 de uma extensão gratuita

do prazo de concessão da RNT, por sete anos adicionais e sem qualquer contrapartida conhecida, em

vésperas da privatização parcial da empresa naquele ano. O valor económico deste benefício não está

determinado, podendo, no caso do Estado, ter-se refletido na receita da subsequente privatização e sendo, no

caso da EDP, acumulado como mais-valia.

8. A produção eólica, muito preponderante no contexto da produção renovável em Portugal, regista no

nosso país uma rentabilidade mais elevada do que em países comparáveis. Os fatores explicativos dessa

elevada rentabilidade são a) a manutenção de níveis de remuneração próprios de investimento em fase

precoce do amadurecimento das respetivas tecnologias, fruto da opção por uma abertura pioneira à transição

para as energias limpas, com múltiplos benefícios para o país; b) a existência de ganhos de eficiência

tecnológica obtidos pela demora entre o momento da definição da remuneração garantida e a construção das

centrais. A quantificação desse excesso de rentabilidade do setor (ou de determinados segmentos do setor)

face aos níveis de outros países não pôde ser quantificado rigorosamente pela CPIPREPE.

9. A EDP, enquanto Comercializador de Último Recurso, é a entidade financiadora da dívida tarifária.

Nesse sentido, a partir de 2011, legislou-se no sentido de refletir o custo de financiamento da EDP na taxa de

juro da dívida tarifária, sem todavia salvaguardar a possibilidade de intervenção da tutela em decisões de

gestão desta dívida regulada. Assim, o SEN acompanhou o custo de financiamento da EDP nos momentos de

maior adversidade nos mercados financeiros sem que, perante uma evolução positiva dos mercados,

assegurasse para si parte dos proveitos da titularização dessa dívida. A pertinência dessa partilha de ganhos

foi contrariada na CPIPREPE por dois titulares da pasta da Energia, Artur Trindade e João Galamba. As mais-

valias geradas nas operações de titularização decididas pela EDP foram integralmente absorvidas pela

empresa, gerando 198 milhões de euros de lucros entre 2008 e 2017.

10. O mecanismo de garantia de potência foi concebido no contexto da instalação do MIBEL,

compatibilizando os sistemas elétricos português e espanhol. Foi criado no quadro de uma estratégia que

incluiu a instituição, em simultâneo, da tarifa social. A garantia de potência não correspondeu, no momento da

sua criação e até hoje, a um diagnóstico técnico de necessidade de maior segurança de abastecimento. Das

suas duas componentes, o incentivo à disponibilidade (101 milhões de euros entre 2010 e 2018) foi objeto de

recente suspensão; o incentivo ao investimento (52 milhões de euros entre 2010 e 2018) mantém-se em

pagamento.

11. O serviço de interruptibilidade remunera unidades industriais consumidoras de eletricidade em alta e

muito alta tensão pela sua disponibilidade para responder prontamente a necessidades do sistema,

interrompendo o seu consumo. Desde 2010, ano em que foi incrementado, o sistema nunca foi usado e só

recentemente foram implementados os testes à prontidão previstos, o que levou à eliminação de um conjunto

de prestadores. Desde 2010, a remuneração do serviço de interruptibilidade custou aos consumidores 727

milhões de euros.

12. Na aplicação do Memorando de Entendimento, a partir de 2011, o governo priorizou a privatização da

EDP em relação à aplicação das medidas corretivas das rendas excessivas igualmente impostas no

Memorando. Até 2020, projetando a partir do executado até 2017 (contabilizada pela ERSE), essas medidas

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5 DE JUNHO DE 2019

125

saldar-se-ão em 2048 milhões de euros positivos para o SEN (dois terços do previsto pelo governo), dos quais

718 milhões são impacto negativo na EDP (40% do previsto).

13. Em 2013, foram identificados pela ERSE indícios da prática de manipulação de mercado na atuação

da EDP na prestação de serviços de sistema. Esses indícios deram origem a procedimentos de auditoria que

identificaram ganhos abusivos da EDP (a devolver nas tarifas) no montante de 72,9 milhões de euros,

quantificados pela ERSE e pela DGEG. Ainda neste âmbito, a Autoridade da Concorrência abriu um processo

que culminou na emissão, em novembro de 2018, de uma nota de ilicitude que a EDP já contestou. Na

CPIPREPE, a presidente da AdC quantificou o prejuízo para o SEN em 140 milhões de euros.

14. Em 2013, o governo propôs aos produtores eólicos a adesão a um sistema de remuneração

alternativo para o período posterior à vigência das tarifas feed-in atualmente em pagamento. A lei aprovada

em 2005 previa cinco anos adicionais de remuneração à tarifa da última central licenciada. O novo regime

aprovado em 2013 vem garantir uma remuneração que acompanhará o mercado dentro de uma banda entre

os 68€ e os 90€/MWh e por dois anos adicionais. Aderindo a este regime, os produtores aceitaram pagar ao

SEN uma «contribuição voluntária» (que totalizará 200M€ pagos entre 2013 e 2021). A ERSE em 2013

pronunciou-se favoravelmente e em 2017 registou ganhos para o SEN no curto prazo (encaixe da contribuição

voluntária paga pelos produtores) e perigos no longo prazo. A comparação entre o regime de 2005 e o de

2013 demonstra a grande probabilidade de futuras perdas para o SEN, que atingem centenas de milhões de

euros em diversos cenários plausíveis.

15. Ao longo dos trabalhos da CPIPREPE foram apurados factos sobre a atuação de Manuel Pinho e João

Conceição, arguidos no âmbito da investigação judicial decorrente da «Operação Ciclone», que se somaram à

informação extraída do processo judicial em curso e remetida à CPIPREPE pela Procuradoria-Geral da

República. Esses novos factos apurados pela CPIPREPE foram comunicados à PGR e constam deste

relatório, reforçando e em nenhum caso contrariando indícios que levaram à abertura do referido processo de

investigação.

16. As obrigações da ERSE devem ser formalizadas quanto obrigação de pontualmente publicar online e

de modo acessível todos os estudos e relatórios da ERSE, bem como as atas do seu Conselho de

Administração.

Recomendações

Capítulo 1

1. Tal como indicado pela ERSE no cálculo do ajustamento final dos CMEC, os elementos que pervertem o

objetivo legal da manutenção do equilíbrio contratual devem continuar a ser corrigidos;

2. A sobrerremuneração constituída na atribuição dos CAE à EDP e mantida pelos CMEC deve ser revista

para o período remanescente deste regime;

Capítulo 2

1. O governo, tal como já fez em relação a Sines, deve solicitar à ERSE uma avaliação do valor económico

da prorrogação do funcionamento da Central do Pego;

2. Em ambos os casos, devem ser propostas negociações aos produtores para a definição das

compensações a pagar ao SEN por estas prorrogações;

3. Não havendo disponibilidade negocial ou acordo satisfatório, as soluções legislativas a encontrar devem

incluir:

a) a adequação do valor da renda paga pela cessão onerosa dos terrenos da central à recuperação

integral do valor económico da extensão (cláusula terceira, número dois, do contrato de direito de superfície:

«o preço será atualizado de acordo com as disposições legais em cada momento aplicáveis»);

b) A antecipação da cobrança integral do ISP as estas centrais e, complementarmente, de um adicional ao

ISP para os níveis de emissões destas centrais, a vigorar até à integral recuperação dos valores

correspondentes à prorrogação da operação das centrais de Sines e do Pego;

Página 126

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

126

4 Quanto à recuperação pelo SEN, no momento do descomissionamento, do valor real de mercado dos

equipamentos ambientais do Pego e de Sines, pagos pelos consumidores:

a) Legislar no sentido da proposta da ERSE em 2007.

5 Os valores assim recuperados devem aplicar-se na eliminação do défice tarifário.

Capítulo 3

1. Eliminação da remuneração do ativo líquido dos terrenos estabelecida pela Portaria n.º 301-A/2013.

2. Apurar o valor económico da extensão gratuita do prazo de concessão da REN.

Capítulo 4

1. Solicitar à ERSE o desenho de possíveis medidas que, de forma proporcional, permitam a recuperação

pelo SEN das vantagens obtidas pelos produtores por efeito da rigidez da FIT face aos ganhos de eficiência

resultantes da demora da entrada em produção;

2. Consideração desta experiência nas regras de futuros concursos, na prevenção de atrasos e das suas

consequências sobre as características económicas dos projetos.

Capítulo 5

1. Tal como proposto pelo relatório do Grupo de Trabalho SEE/DGEG/ERSE em 2016, a partilha dos

resultados obtidos em operações de titularização de dívida tarifária deve ser objeto de iniciativa legislativa.

2. A proporção de tal partilha não deverá ser mais desfavorável ao SEN do que os 50/50 propostos pelo

Grupo de Trabalho SEE/DGEG/ERSE. Este regime de partilha assegura um estímulo suficiente à EDP para

uma gestão eficiente da dívida.

3. Como garantia da melhor prossecução do interesse público, o membro do governo com a tutela da

energia deverá poder, por iniciativa própria ou sob proposta da ERSE, determinar ou suspender operações de

titularização desencadeadas pela EDP – Comercializador de Último Recurso.

4. Este princípio deverá ser aplicado igualmente às mais-valias e menos-valias realizadas em operações

de titularização realizadas no passado, de forma a recuperar para o SEN parte do saldo dessas operações, as

quais importam em 198M€ positivos. Não tendo sido ilegal, esta apropriação integral é indevida e injusta,

devendo ser corrigida.

Capítulo 6

1. Terminar o incentivo ao investimento, cuja conexão com necessidades concretas do sistema elétrico

está até hoje por justificar tecnicamente e cuja criação veio distorcer o quadro dos concursos do Plano

Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico, levantando a questão da sua legalidade;

2. Manter suspensos todos os pagamentos a título de incentivo à disponibilidade, fazendo-os depender, no

futuro, das necessidades reais da segurança de abastecimento identificadas pela REN e confirmadas pela

ERSE, no quadro da integração de novos instrumentos de disponibilidade a dinamizar do lado da procura e da

oferta.

Capítulo 7

1. Imediata adoção de um teto para estes custos, atendendo à potência interruptível que corresponda às

reais necessidades do SEN;

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127

2. Redução de custos no curto prazo, com a criação de regime concorrencial, desenhado por escalões de

potência interruptível por unidade de consumo;

3. Preparação de um novo quadro para este serviço redimensionado considerando a integração de novos

instrumentos de disponibilidade do lado da procura e da oferta.

Capítulo 8

Deve ser respeitada a não elegibilidade dos custos com a tarifa social e com a CESE para efeitos da

aplicação do mecanismo de clawback.

Capítulo 9

A integração dos serviços de sistema, em termos de política energética e planeamento estratégico do SEN,

tal como de outros instrumentos de gestão de oferta e procura em modelos concorrenciais que propiciem a

redução de custos para os consumidores e a maximização da integração da produção de fonte renovável.

Capítulo 10

1. Para tentar evitar situações de litigância, será procurada uma solução negociada com os produtores

para a revisão deste regime mediante adaptações legislativas para a reposição do equilíbrio económico do

regime anterior ao Decreto-Lei n.º 35/2013 e para a devolução aos produtores das contribuições voluntárias

pagas até hoje, acrescidas dos juros respetivos.

2. Em caso de recusa à negociação ou na falta de um acordo satisfatório, o governo definirá os termos da

concretização daqueles objetivos;

3. Realização de um concurso em regime de leilão descendente para a atribuição de novas licenças

eólicas. A tarifa feed in resultante desse leilão será paga, nos termos do Decreto-Lei n.º 33-A/2005, a todas as

centrais abrangidas por esse quadro legal;

4. Nos casos de centrais entretanto transacionadas, a ERSE deverá determinar uma taxa de rentabilidade

razoável que, havendo casos em que não seja atingida sob o quadro legal reposto, dará origem a um

mecanismo de compensação a pagar pelo SEN.

Nota: o Capítulo 11 não contém recomendações.

Capítulo 12

O Governo deve tomar as medidas necessárias ao integral cumprimento dos dispositivos legais inscritos no

artigo 171.º da Lei n.º 42/2016 e da Portaria n.º 69/2017.

Assembleia da República, 15 de maio de 2019.

O Deputado relator, Jorge Costa.

Nota: O parecer foi aprovado, com votos a favor do PS, do BE, do PCP e de Os Verdes e votos contra do

PSD e do CDS-PP, na reunião da Comissão de 15 de maio de 2019.

Parte IV – Anexos

Relatório da votação

Declarações de voto escritas

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II SÉRIE-B — NÚMERO 50

128

Parte IV – Anexos

Relatório da votação

Sentido de voto de cada membro da Comissão

Capítulo 1 (pág. 2 a 35 da versão preliminar do relatório)

5 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

Capítulo 1Conclusão 1

ponto 2.4.1

pág 23

Conclusão 2

ponto 2.4.1

pág 23

Conclusão 3

ponto 2.4.1

pág 23

Conclusão 4

ponto 2.4.1

pág 23

Conclusão 1

ponto 2.4.2

pág 26

Conclusão 2

ponto 2.4.2

pág 26

Conclusão 3

ponto 2.4.2

pág 26

Conclusão 1

( pág. 34)

Conclusão 2

( pág. 34)

Conclusão 3

( pág. 34)

Conclusão 4

( pág. 34)

Conclusão 5

( pág. 34)

Emídio Guerreiro PSD/PRES Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

António Topa PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Cristóvão Norte PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Duarte Marques PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Helga Correia PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Joel Sá PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Jorge Paulo Oliveira PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helder Amaral CDS-PP Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

APROVADOResultado da votação

PREJUDICADA

(com aprovação

da proposta de

eliminação do

PSD)

17 efetivos

7 PSD, 6 PS, 1, BE, CDS-PP, PCP, PEV

ORDEM DA VOTAÇÃO

APROVADO APROVADO APROVADO APROVADO APROVADO APROVADO APROVADO APROVADO APROVADO APROVADOAPROVADO

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5 DE JUNHO DE 2019

129

12 12 10 1 2 11 3 4 6 6 6 6 6 6 6 7 9

Recomendação 1

( pág. 35)

Recomendação 2

( pág. 35)

Recomendação 3

( pág. 35)

CDS-PP

Proposta 6

(elim recom 1 e

2 - cap. 1)

pg 35.

PS

Proposta

(elim. desde "Ora"

fim pg 32 a

5) pág 33)

PS

Proposta

(elim no 1.º §

desde"Este" a

"compensação,

que"

pg 34)

PS

Proposta

(elim. recom. 3)

pág 35

PSD

Proposta

(alter. redacção

do cap.) -

eliminações

pg 2 a 33

PSD

Proposta

(alter. redacção

do cap.) -

aditamentos

pg 2 a 33

PSD

Proposta

(elim. concl. 1

do ponto 2.4.1.)

pg 2 3

PSD

Proposta

(subs. concl. 4

do ponto 2.4.1.)

pg 23

PSD

Proposta

(adit. concl. 1

do ponto 2.4.2.)

pg 26

PSD

Proposta

(elim. concl. 2 e

3 do ponto

2.4.2.)

pg 26

PSD

Proposta

(alter. concl. 1)

pg 34

PSD

Proposta

(alt. concl. 2)

pg 34

PSD

Proposta

(elim. concl.

3 e 4)

pg 34/35

PSD

Proposta

(elim. concl.

5)

p35

PSD

Proposta

(adit. nova

concl. )

PSD

Proposta

(elim. todas

recom.)

pg 35

Emídio Guerreiro PSD/PRES Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Favor Favor Contra Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor Contra

André Pinotes Batista PS Favor Favor Contra Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor Contra

António Cardoso PS Favor Favor Contra Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor Contra

Luís Testa PS Favor Favor Contra Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor Contra

Hugo Costa PS Favor Favor Contra Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor Contra

Maria Lopes PS Favor Favor Contra Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor Contra

Jorge Costa BE Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Contra Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Resultado da votação REJEITADA REJEITADA REJEITADA

17 efetivos

7 PSD, 6 PS, 1, BE, CDS-PP, PCP, PEV

ORDEM DA VOTAÇÃO

APROVADA APROVADAREJEITADA

PREJUDICADA

com aprovação

da proposta do

PS e rejeição da

proposta do CDS-

PP

PREJUDICADA

com aprovação

da proposta do

PS

APROVADA APROVADA REJEITADA REJEITADAAPROVADA APROVADAREJEITADA REJEITADAREJEITADA REJEITADA REJEITADA

Página 130

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

130

Capítulo 2 (pág. 36 a 62 da versão preliminar do relatório)

4

Capítulo 2Conclusão 1

( pág. 61)

Conclusão 2

( pág. 61)

Conclusão 3

( pág. 61)

Conclusão 4

( pág. 61)

Conclusão 5

(pág. 62)

Conclusão 6

(pág. 62)

Recomendação 1

(pág. 62)

Recomendação 2

( pág. 62)

CDS-PP

Proposta 7

(elim todas

recom)

pg 62

Emídio Guerreiro PSD/PRES Contra

António Topa PSD Contra

Cristóvão Norte PSD Contra

Duarte Marques PSD Contra

Helga Correia PSD Contra

Joel Sá PSD Contra

Jorge Paulo OliveiraPSD Contra

Ana Passos PS Abstenção

André Pinotes BatistaPS Abstenção

António Cardoso PS Abstenção

Luís Testa PS Abstenção

Hugo Costa PS Abstenção

Maria Lopes PS Abstenção

Jorge Costa BE Favor

Helder Amaral CDS-PP Abstenção

Bruno Dias PCP Favor

José Luís Ferreira PEV Favor

ORDEM DA VOTAÇÃO

17 efetivos

7 PSD, 6 PS, 1, BE, CDS-PP, PCP,

PEV

REJEITADO PREJUDICADO com a REJEIÇÃO do CAPÍTULO

Página 131

5 DE JUNHO DE 2019

131

3 1 2

CDS-PP

Proposta 1

(aditamento)

pg 39.

PSD

Proposta

(alter. redacção

do cap.) -

eliminações

pg 36 a 61

PSD

Proposta

(alter. redacção

do cap.) -

aditamentos

pg 36 a 61

PSD

Proposta

(alter. concl. 1)

pg 61

PSD

Proposta

(alt. concl. 2)

pg 61

PSD

Proposta

(elim. concl. 3)

pg 61

PSD

Proposta

(alt. concl 4. )

pg 61/62

PSD

Proposta

(elim. concl. 5 e 6)

pg 35

PSD

Proposta

(subst. recom. 1 e

2)

pg 62

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Favor Favor

António Topa PSD Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Favor Favor Favor

Jorge Paulo OliveiraPSD Favor Favor Favor

Ana Passos PS Contra Contra Contra

André Pinotes BatistaPS Contra Contra Contra

António Cardoso PS Contra Contra Contra

Luís Testa PS Contra Contra Contra

Hugo Costa PS Contra Contra Contra

Maria Lopes PS Contra Contra Contra

Jorge Costa BE Contra Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Contra Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Contra Contra Contra

ORDEM DA VOTAÇÃO

PREJUDICADO com a REJEIÇÃO do CAPÍTULO

17 efetivos

7 PSD, 6 PS, 1, BE, CDS-PP, PCP,

PEV

REJEITADA REJEITADA REJEITADA

Página 132

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

132

Capítulo 3 (pág. 63 a 77 da versão preliminar do relatório)

3 6 7 10 10 10 10 10 10 10

Capítulo 3Conclusão 1

(pág. 76)

Conclusão 2

(pág. 76)

Recomendação 1

(pág. 76)

Recomendação 2

(pág. 76)

Recomendação 3

(pág. 76)

Recomendação 4

(pág. 77)

Recomendação 5

(pág. 77)

Recomendação 6

(pág. 77)

Recomendação 7

(pág. 77)

Emídio Guerreiro PSD/PRES Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

António Topa PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Cristóvão Norte PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Duarte Marques PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Helga Correia PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Joel Sá PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Jorge Paulo Oliveira PSD Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helder Amaral CDS-PP Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

17 efetivos

7 PSD, 6 PS, 1, BE, CDS-PP, PCP, PEV

Resultado da Votação APROVADOPREJUDICADA (com

aprovação

da Proposta de

Alteração do PS)

APROVADO APROVADO APROVADOAPROVADO APROVADO APROVADO APROVADO APROVADO

ORDEM DA VOTAÇÃO

Página 133

5 DE JUNHO DE 2019

133

8 4 1 2 5 9

CDS-PP

Proposta 8

(elim todas recom)

pg 76/77

PS

Proposta

(alt. concl. 1)

pg 76)

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.) - eliminações

pg 63 a 76

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.) - X aditamentos

pg 63 a 76

PSD

Proposta

(subs. concl. 1 e 2 )

pg 76

PSD

Proposta

(subs. recom 1 a 7)

pg 76/77

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra

André Pinotes Batista PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra

António Cardoso PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra

Luís Testa PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra

Hugo Costa PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra

Maria Lopes PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra

Jorge Costa BE Contra Favor Contra Contra Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Contra Favor Contra Contra Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Contra Favor Contra Contra Contra Contra

REJEITADA

17 efetivos

7 PSD, 6 PS, 1, BE, CDS-PP, PCP, PEV

Resultado da Votação REJEITADA

ORDEM DA VOTAÇÃO

APROVADA REJEITADA REJEITADA REJEITADA

Página 134

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

134

Capítulo 4 (pág. 78 a 83 da versão preliminar do relatório)

4 10 10 8 10 11 9 13 14 1

Capítulo 4Conclusão 1

(pág. 82)

Conclusão 2

(pág. 82)

Conclusão 3

(pág. 82)

Conclusão 4

(pág. 82)

Conclusão 5

(pág. 82/83)

Conclusão 6

(pág. 83)

Recomendação 1

(pág. 83)

Recomendação 2

(pág. 83)

PSD

Proposta

(adit. título do cap.)

pg 78

Emídio Guerreiro PSD/PRES Contra Favor Favor Contra Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor

António Topa PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor

Duarte Marques PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor

Helga Correia PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor

Joel Sá PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Abstenção Contra

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Abstenção Contra

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Abstenção Contra

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Abstenção Contra

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Abstenção Contra

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Abstenção Contra

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helder Amaral CDS-PP Contra Favor Favor Contra Contra Abstenção Favor Contra Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção

APROVADOResultado da Votação

ORDEM DA VOTAÇÃO

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA APROVADO APROVADO APROVADA

Página 135

5 DE JUNHO DE 2019

135

2 3 7 5 6 12

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.) - eliminações

pg 78 a 82

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.) - aditamentos

pg 78 a 82

PSD

Proposta

(adit. nova concl.

[n.º2] a inserir entre a

1 e 3 atuais )

pg 82

PSD

Proposta

(alt. concl. 3) -

eliminações e

aditamentos

pg 82

PSD

Proposta

(alt. concl. 6) -

eliminações e

aditamentos

pg 83

PSD

Proposta

(elim. recom. 1)

pg 83

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra

André Pinotes Batista PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra

António Cardoso PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Luís Testa PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Hugo Costa PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Maria Lopes PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Jorge Costa BE Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Contra Contra Contra Contra Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Resultado da Votação

ORDEM DA VOTAÇÃO

REJEITADA

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

REJEITADA REJEITADA REJEITADAREJEITADA REJEITADA

Página 136

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

136

Capítulo 5 (pág. 84 a 92 da versão preliminar do relatório)

4 7 6 7 10 11 1 8 2 3 5 9

Capítulo 5Conclusão 1

(pág. 91)

Conclusão 2

(pág. 92)

Conclusão 3

(pág. 92)

Recomendação 1

(pág. 92)

Recomendação 2

(pág. 92)

CDS-PP

Proposta 2 (aditamento)

pg 86.

CDS-PP

Proposta 9

(elim todas recom)

pg 92.

PCP

Proposta

(substituição de todas as

recom.)

pg 92.

PSD

Proposta

(alter. redacção do cap.) -

eliminações

pg 84

PSD

Proposta

(alter. redacção do cap.) -

aditamentos

pg 84

PSD

Proposta

(alt. concl. 2 )

pg 92

PSD

Proposta

(alt. recom 1)

pg 92

Emídio Guerreiro PSD/PRES Abstenção Favor Abstenção Favor Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Abstenção Favor Abstenção Favor Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Abstenção Favor Abstenção Favor Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Abstenção Favor Abstenção Favor Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Abstenção Favor Abstenção Favor Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Abstenção Favor Abstenção Favor Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Abstenção Favor Abstenção Favor Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Abstenção Contra Contra Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Contra Favor Abstenção Favor Contra Abstenção Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Favor Contra Contra Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Favor Contra Contra Contra Contra

REJEITADAAPROVADA APROVADA REJEITADA

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

REJEITADA REJEITADAREJEITADAAPROVADOResultado da Votação APROVADA

ORDEM DA VOTAÇÃO

REJEITADAAPROVADA APROVADARETIRADA PELO

PROPONENTE

Página 137

5 DE JUNHO DE 2019

137

Capítulo 6 (pág. 93 a 120 da versão preliminar do relatório)

4 6 8 9 13 14 15 17

Capítulo 6Conclusão 1

(pág. 117)

Conclusão 2

(pág. 117)

Conclusão 3

(pág.118)

Recomendação 1

(pág. 119)

Recomendação 2

(pág. 119)

Recomendação 3

(pág. 119)

Recomendação 4

(pág. 120)

Emídio Guerreiro PSD/PRES Contra Contra Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra

António Topa PSD Contra Contra Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra

Cristóvão Norte PSD Contra Contra Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra

Duarte Marques PSD Contra Contra Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra

Helga Correia PSD Contra Contra Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra

Joel Sá PSD Contra Contra Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra

Jorge Paulo Oliveira PSD Contra Contra Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helder Amaral CDS-PP Contra Contra Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

ORDEM DA VOTAÇÃO

Resultado da Votação APROVADA APROVADA APROVADA

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

APROVADO APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA

Página 138

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

138

12 10 1 2 3 5 7 11 16

CDS-PP

Proposta 10

(elim todas recom)

pg 119/120

PS

Proposta

(adit. nova concl.)

pg 119

PSD

Proposta

(alter. redacção do cap.) -

eliminações

pg 104 a 117

PSD

Proposta

(alter. redacção do cap.) -

substituições

pg 104 a 117

PSD

Proposta

(alter. redacção do cap.) -

aditamentos

pg 104 a 117

PSD

Proposta

(elim. concl. 1 desde "

Em suma" a "SEN no

mesmo periodo" - pg 118

PSD

Proposta

(elim. concl. 2 desde " O

Secretário de Estado" a "

para o ajustamento final"

- PG 119)

PSD

Proposta

(adit. nova concl.)

pg 119

PSD

Proposta

(elim. recom. 4)

pg 120

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

André Pinotes Batista PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

António Cardoso PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Luís Testa PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Hugo Costa PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Maria Lopes PS Contra Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Jorge Costa BE Contra Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Contra Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Contra Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra

ORDEM DA VOTAÇÃO

APROVADA REJEITADAREJEITADAResultado da Votação REJEITADA REJEITADA

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

REJEITADA REJEITADA REJEITADA REJEITADA

Página 139

5 DE JUNHO DE 2019

139

Capítulo 7 (pág. 121 a 130 da versão preliminar do relatório)

3 4 4 4 4 6 4 9 11 7 1 2 5 8 10

Capítulo 7Conclusão 1

(pág. 129)

Conclusão 2

(pág. 129)

Conclusão 3

(pág.129)

Conclusão 4

(pág.129)

Conclusão 5

(pág.130)

Conclusão 6

(pág.130)

Recomendação 1

(pág. 130)

Recomendação 2

(pág. 130)

CDS-PP

Proposta 11

(elim todas recom)

pg 130

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.) - eliminação

pg 125

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.) - aditamentos

pg 125

PSD

Proposta

(alt. concl 5.)

pg 130

PSD

Proposta

(elim. recom. 1)

pg 130

PSD

Proposta

(alt. recom. 2)

pg 130

Emídio Guerreiro PSD/PRES Abstenção Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Abstenção Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Abstenção Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Abstenção Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Abstenção Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Abstenção Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Abstenção Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Contra Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra Abstenção Contra Contra Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra Contra

APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

APROVADAResultado da Votação APROVADA APROVADA

ORDEM DA VOTAÇÃO

REJEITADA REJEITADAREJEITADAAPROVADA APROVADA REJEITADAREJEITADA REJEITADA

Página 140

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

140

Capítulo 8 (pág. 131 a 136 da versão preliminar do relatório)

1 2 2 2 2 4 5 5 3

Capítulo 8Conclusão 1

(pág. 135)

Conclusão 2

(pág. 135)

Conclusão 3

(pág.136)

Conclusão 4

(pág.136)

Recomendação 1

(pág. 136)

Recomendação 2

(pág. 136)

Recomendação 3

(pág. 136)

PSD

Proposta

(alt. recom. 1)

pg 136

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Favor Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor

António Topa PSD Favor Favor Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Favor Favor Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Favor Favor Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Favor Favor Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Favor Favor Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Favor Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Helder Amaral CDS-PP Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

ORDEM DA VOTAÇÃO

APROVAD0 APROVADAResultado da Votação APROVADA APROVADA APROVADA REJEITADAAPROVADA APROVAD0 APROVAD0

Página 141

5 DE JUNHO DE 2019

141

Capítulo 9 (pág. 137 a 158 da versão preliminar do relatório)

3 4 4 4 6 8 10 1 2 5 7 9

Capítulo 9Conclusão 1

(pág. 158)

Conclusão 2

(pág. 158)

Conclusão 3

(pág.158)

Conclusão 4

(pág.158)

Conclusão 5

(pág.158)

Recomendação

(pág. 158)

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.) - eliminações

pág. 146 a 157

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.) - aditamentos

pág. 146 a 157

PSD

Proposta

(adit. concl 4.)

pág. 158

PSD

Proposta

(adit. concl. 5)

pág. 158

PSD

Proposta

(alt. recom. )

pág. 158

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Contra Favor Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

REJEITADA REJEITADA

ORDEM DA VOTAÇÃO

APROVAD0Resultado da Votação APROVADA APROVADA APROVADA REJEITADA REJEITADA REJEITADAAPROVADAAPROVADA APROVADA

Página 142

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

142

Capítulo 10 (pág. 159 a 165 da versão preliminar do relatório)

1 2 2 4 3

Capítulo 10Conclusão 1

(pág. 164)

Conclusão 2

(pág. 164)

Recomendação

(pág. 164/5)

CDS-PP

Proposta 12

(elim recom)

pg 164/5.

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Favor Favor Favor Contra

António Topa PSD Favor Favor Favor Favor Contra

Cristóvão Norte PSD Favor Favor Favor Favor Contra

Duarte Marques PSD Favor Favor Favor Favor Contra

Helga Correia PSD Favor Favor Favor Favor Contra

Joel Sá PSD Favor Favor Favor Favor Contra

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Favor Favor Favor Contra

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Contra

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Contra

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Contra

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Contra

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Contra

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Contra

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Contra

Helder Amaral CDS-PP Favor Abstenção Abstenção Contra Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Contra

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Contra

APROVADA REJEITADAResultado da Votação

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

ORDEM DA VOTAÇÃO

APROVAD0 APROVADA APROVADA

Página 143

5 DE JUNHO DE 2019

143

Capítulo 11 (pág. 166 a 182 da versão preliminar do relatório)

6 7 7 7 7 12 14 14 14

Capítulo 11Conclusão 1

(pág. 181)

Conclusão 2

(pág. 181)

Conclusão 3

(pág. 181)

Conclusão 4

(pág. 182)

Recomendação 1

(pág. 182)

Recomendação 2

(pág. 182)

Recomendação 3

(pág. 182)

Recomendação 4

(pág. 182)

Emídio Guerreiro PSD/PRES Contra Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

António Topa PSD Contra Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Cristóvão Norte PSD Contra Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Duarte Marques PSD Contra Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Helga Correia PSD Contra Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Joel Sá PSD Contra Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Jorge Paulo Oliveira PSD Contra Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Luís Testa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helder Amaral CDS-PP Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Contra Contra Contra Contra

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

ORDEM DA VOTAÇÃO

APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA APROVADAResultado da Votação APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA

Página 144

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

144

3 4 5 9 1 2 8 11 10 13

CDS-PP

Proposta 3

(aditamento)

pg 177.

CDS-PP

Proposta 4

(aditamento)

pg 177

CDS-PP

Proposta 5

(aditamento)

pg 181

CDS-PP

Proposta 13

(elim todas recom)

pg 182

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.) - eliminações

pg 175 a 181

PSD

Proposta

(alter. redacção do

cap.)

- aditamentos

pg 175 a 181

PSD

Proposta

(adit. duas concl .

Antes atual concl. 4)

pg 182

PSD

Proposta

(alt. recom. 1)

pg 182

PSD

Proposta

(elim. recom. 2,3 4)

pg 158

PS

Proposta

(alt. recom. 2)

pg 182

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor Favor Contra

António Topa PSD Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Cristóvão Norte PSD Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Duarte Marques PSD Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Helga Correia PSD Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Joel Sá PSD Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Ana Passos PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor

André Pinotes Batista PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor

António Cardoso PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor

Luís Testa PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor

Hugo Costa PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor

Maria Lopes PS Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor

Jorge Costa BE Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor

Helder Amaral CDS-PP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Contra

Bruno Dias PCP Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Abstenção

José Luís Ferreira PEV Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Contra Favor

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

ORDEM DA VOTAÇÃO

REJEITADA REJEITADAREJEITADA REJEITADA REJEITADAResultado da VotaçãoREJEITADA por

empate

na segunda

votação

REJEITADAREJEITADA REJEITADA REJEITADA

Página 145

5 DE JUNHO DE 2019

145

Capítulo 12 (pág. 183 a 188 da versão preliminar do relatório)

2 3 3 4 5 1 6

Capítulo 12Conclusão 1

(pág. 187)

Conclusão 2

(pág. 187)

PCP

Proposta

(aditamento de nova recom. )

pág. 187.

PCP

Proposta

(aditamento de nova concl.)

pág. 187.

PSD

Proposta

(alter. redacção do cap.) -

aditamentos

pág. 183 a 187

PSD

Proposta

(adit. concl. 2)

pág. 182

Emídio Guerreiro PSD/PRES Contra Contra Contra Contra Contra Favor Favor

António Topa PSD Contra Contra Contra Contra Contra Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Contra Contra Contra Contra Contra Favor Favor

Duarte Marques PSD Contra Contra Contra Contra Contra Favor Favor

Helga Correia PSD Contra Contra Contra Contra Contra Favor Favor

Joel Sá PSD Contra Contra Contra Contra Contra Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Contra Contra Contra Contra Contra Favor Favor

Ana Passos PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

António Cardoso PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Luís Testa PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Abstenção Contra Contra Contra Contra Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Contra Contra

REJEITADAResultado da Votação

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

ORDEM DA VOTAÇÃO

REJEITADAAPROVADA APROVADA APROVADA REJEITADA REJEITADA

Página 146

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

146

Capítulo 13 (pág. 189 a 190 da versão preliminar do relatório)

3 4 6 8 1 2 5 7

Capítulo13Conclusão

(pág. 190)

Recomendação

(pág. 190)

PCP

Proposta

(aditamento novo capítulo c/

nova conclusão)

entre pg 190 (fim cap.13) e

191 (início cap.14).

PSD

Proposta

(alter. redacção do cap.) -

eliminações

pg 189 a 190

PSD

Proposta

(alter. redacção do cap.) -

aditamentos

pg 189 a 190

PSD

Proposta

(adit. 5 novos §/concl. )

pg 190

PSD

Proposta

(adit. recom. )

pg 190

Emídio Guerreiro PSD/PRES Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Contra Favor Favor Contra Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

António Cardoso PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

Luís Testa PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra Contra

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

Helder Amaral CDS-PP Contra Favor Abstenção Contra Favor Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Contra Contra Contra Contra

REJEITADAAPROVADA APROVAD0 APROVAD0 REJEITADA

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

ORDEM DA VOTAÇÃO

REJEITADA REJEITADA REJEITADAResultado da Votação

Página 147

5 DE JUNHO DE 2019

147

Capítulo 14 (pág. 191 a 195 da versão preliminar do relatório)

1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Capítulo 14Conclusão 1

(pág. 194)

Conclusão 2

(pág. 194)

Conclusão 3

(pág. 194)

Conclusão 4

(pág. 194)

Conclusão 5

(pág. 194)

Conclusão 6

(pág. 194)

Conclusão 7

(pág. 195)

Conclusão 8

(pág. 195)

Conclusão 9

(pág. 195)

Conclusão 10

(pág. 195)

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção

André Pinotes Batista PS Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção

António Cardoso PS Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção

Luís Testa PS Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção

Hugo Costa PS Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção

Maria Lopes PS Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção Abstenção

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helder Amaral CDS-PP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

APROVAD0 APROVAD0Resultado da Votação

ORDEM DA VOTAÇÃO

APROVAD0 APROVAD0 APROVAD0 APROVAD0 APROVAD0

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

APROVAD0 APROVAD0 APROVAD0 APROVAD0

Página 148

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

148

Capítulo 15 (pág. 196 a 197 da versão preliminar do relatório)

1 2

Capítulo 15

Conclusão

capítulo 14 e 15

(pág. 197)

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Favor

António Topa PSD Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Favor Favor

Duarte Marques PSD Favor Favor

Helga Correia PSD Favor Favor

Joel Sá PSD Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Favor

Ana Passos PS Abstenção Abstenção

André Pinotes Batista PS Abstenção Abstenção

António Cardoso PS Abstenção Abstenção

Luís Testa PS Abstenção Abstenção

Hugo Costa PS Abstenção Abstenção

Maria Lopes PS Abstenção Abstenção

Jorge Costa BE Favor Favor

Helder Amaral CDS-PP Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor

José Luís Ferreira PEV Favor Favor

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

APROVAD0 APROVAD0Resultado da Votação

ORDEM DA VOTAÇÃO

Página 149

5 DE JUNHO DE 2019

149

Conclusões finais (pág. 198 a 203 da versão preliminar do relatório)

2 4 8 10 11 14 16 17 18 20 22 25 26

Conclusão 1

(pág. 198)

Conclusão 2

(pág. 198)

Conclusão 3

(pág. 198)

Conclusão 4

(pág. 198)

Conclusão 5

(pág. 199)

Conclusão 6

(pág. 199)

Conclusão 7

(pág. 199)

Conclusão 8

(pág. 199)

Conclusão 9

(pág. 199)

Conclusão 10

(pág. 199)

Conclusão 11

(pág. 200)

Conclusão 12

(pág. 200)

Conclusão 13

(pág. 200)

Conclusão 14

(pág. 200)

Conclusão 15

(pág. 201)

Conclusão 16

(pág. 201)

Conclusão 17

(pág. 201)

Conclusão 18

(pág. 201)

Conclusão 19

(pág. 202)

Emídio Guerreiro PSD/PRES Favor Contra Contra Favor Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor

António Topa PSD Favor Contra Contra Favor Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Cristóvão Norte PSD Favor Contra Contra Favor Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Duarte Marques PSD Favor Contra Contra Favor Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helga Correia PSD Favor Contra Contra Favor Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Joel Sá PSD Favor Contra Contra Favor Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Jorge Paulo Oliveira PSD Favor Contra Contra Favor Favor Abstenção Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Ana Passos PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor

André Pinotes Batista PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor

António Cardoso PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor

Carla Tavares PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor

Hugo Costa PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor

Maria Lopes PS Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Abstenção Favor

Jorge Costa BE Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

Helder Amaral CDS-PP Favor Contra Contra Favor Favor Abstenção Abstenção Abstenção Contra Contra Favor Favor

Bruno Dias PCP Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

José Luís Ferreira PEV Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor Favor

PREJUDICADA com

a

aprovação da

Proposta do PS

17 efetivos

7 PSD e PS

1 BE, CDS-PP, PCP, PEV

APROVADAPrejudicadas com a

REJEIÇÃO DO CAPÍTULO 2

ORDEM DA VOTAÇÃO

PREJUDICADA com a

aprovação da

Proposta do PSDResultado da Votação APROVADA APROVADA APROVADA

PREJUDICADA

com a

aprovação da

Proposta do PSD

APROVADA

PREJUDICADA

com a

aprovação da

Proposta do

Relator

APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA APROVADA

Página 150

II SÉRIE-B — NÚMERO 50

150

13 28 6 24

PCP

Proposta

(aditamento à concl. 10,

corretamente renumerada

é conclusão 11 )