II SÉRIE-B — NÚMERO 50

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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 240/2004 uma

autorização legislativa da Assembleia da República aprovada pela maioria parlamentar que na altura

suportava o governo e uma autorização dada pela Comissão Europeia que aprovou o mecanismo de CMEC

em 2004, após notificação do Governo português

3 – No âmbito do cálculo da revisibilidade final dos CMEC, a ERSE estimou que a passagem de CAE a

CMEC teria conferido uma vantagem para a EDP, perfazendo um valor de 510 milhões de euros de rendas

excessivas a corrigir. No entanto é de assinalar que vários depoentes e documentação que chegou ao

conhecimento da CPIPREPE contestam esse valor e apresentam estimativas de danos causados por essa

passagem, ao comparar quanto receberam as centrais EDP em regime CMEC com o quanto teriam recebido

caso se tivessem mantido no regime CAE. É de assinalar que as centrais da Tejo Energia e da Turbogas não

aderiram ao regime de CMEC, tendo sido suscitada a dúvida se tal não seria por não haver vantagem nisso,

pelo contrário, haveria risco acrescido. Deste montante, são recuperáveis sob o atual 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 do

cálculo do ajustamento final. Em relação ao valor dos 285M€ relativos à não realização dos testes de

disponibilidade, importa referir que este valor não é suportado pela própria ERSE que afirma claramente esta

não ser uma estimativa do impacto da ausência de testes de disponibilidade. É apenas um cenário, sem

suporte ou fundamento legal, que a ERSE reconhece necessitar de enquadramento legal.

4 – A eventualidade de a EDP poder estender o direito de utilização do domínio público hídrico (através da

continuação da exploração das centrais para lá do termo do CAE) estava prevista nos CAE de 1996. A outorga

à EDP, através da aprovação e implementação da Portaria n.º 14315/2003 e do Decreto-Lei n.º 240/2004, da

concretização dessa opção sobre a extensão da utilização do domínio público hídrico (DPH) permitiu a não

realização de procedimentos concursais para aquela extensão e a conservação pela EDP de uma vantagem

estratégica: a detenção do monopólio da produção hídrica em Portugal, embora essa vantagem seja

muitíssimo mitigada com a integração da produção numa área internacional (MIBEL). Tal constituiu uma opção

política em defesa dos interesses nacionais e da manutenção dos centros de decisão em território português,

impediu o aumento da concentração do mercado de produção de energia elétrica nas empresas espanholas e

que fossem empresas espanholas a controlar os recursos hídricos portugueses;

5 – O valor económico a receber pelo Estado como contrapartida desta extensão, feita antes da cessação

dos CAE, foi objeto de cálculo por duas entidades financeiras que concluíram por um valor de

aproximadamente 704M€, a que acresceria a taxa de recursos hídricos e o não recebimento do valor residual

das centrais avaliado em 1.356M€. Estudos de professores especialistas na área financeira concluem que a

metodologia usada, recorrendo a taxas de desconto diferenciadas foi correta. No entanto, a REN produziu uma

Nota onde estima o valor da extensão num valor bastante superior (cerca de 581M€ superior). Sobre este

tema é factual que a Comissão Europeia, após ter realizado uma análise aprofundada da questão, concluiu em

maio de 2017 que o valor pago pela EDP tinha sido justo e com referenciais de mercado. Por seu turno, a

mesma instância Europeia, afirma que a metodologia utilizada pela REN não constitui uma prática de

mercado. De referir que a Comissão validou por 3 vezes, entre 2004 e 2017, a temática dos CMEC e DPH, em

particular, em 2013 e 2017 já com vários anos de implementação dos CMEC.

6 – 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), por impor a passagem da central para o regime de mercado e a respetiva licença não ter prazo

associado, nos termos legais em vigor desde 1995 (Decreto-Lei n.º 182/95) não estando prevista qualquer

forma de compensação ao SEN, para além do produtor ter que suportar os custos de desmantelamento da