5 DE JUNHO DE 2019

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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