II SÉRIE-B — NÚMERO 50 218 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  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 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.  A existência deste sobrecusto deve-se, em tese, 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 , diz respeito às taxas de rentabilidade pagas aos promotores, que correspondem aos custos do investimento