II SÉRIE-B — NÚMERO 50

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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