II SÉRIE-B — NÚMERO 50 294 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