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5 DE JUNHO DE 2019 49 Na mesma linha, o relatório da ERSE intitulado «Instrumentos para a participação da oferta e da procura na gestão do SEN», publicado em 2018, veio calcular a taxa interna de rentabilidade (TIR) das centrais com tarifa garantida, verificando que esta se encontra muito acima dos respetivos WACC, em contraste aliás com a TIR das centrais térmicas que vão a mercado. (Taxas de rentabilidade apresentadas no Relatório Instrumentos para a participação da oferta e da procura na gestão do SEN, ERSE) Para o regulador, os mecanismos de tarifa garantida são hoje uma forma de distorção da concorrência, na medida em que atribuem níveis de sobrecompensação implícitos muito acima do restante mercado. «Subsistem, na realidade nacional, situações distintas: 1. Por um lado, os produtores com remuneração garantida ou enquadrada por um mecanismo legal ou regulatório, apresentam genericamente valores da TIR superiores aos respetivos WACC, ou, quando muito, valores aproximados. No caso específico dos PRE com tarifa garantida, os valores das TIR estão muito claramente acima dos WACC da atividade ou tecnologia. 2. Por outro lado, para os produtores em regime de mercado, concluiu-se pela existência de um ‘desincentivo’ à própria operação no caso das tecnologias térmicas, na medida em que observam TIR inferiores aos correspondentes WACC. Para os restantes casos – centrais hídricas ou solares fotovoltaicas – os valores de TIR e WACC estão relativamente alinhados.» (Relatório ERSE, Outubro de 2018, Instrumentos para a participação da oferta e da procura na gestão do SEN) Carlos Pimenta, chairman do fundo Novenergia (detentor da Generg até 2019), acredita que a rentabilidade dos projetos eólicos em Portugal está em linha com o que é praticado no resto da Europa. A prova disso, é que as tarifas praticadas em Portugal são semelhantes à de outros países:
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 50 «Se um parque eólico recebe, em Portugal, uma tarifa que, no momento em que ganhou o concurso, é equivalente à que foi dada na Alemanha ou na Itália, como é que pode ser mais rentável do que na Alemanha ou na Itália, se o outro fator que pesa a seguir é o dinheiro e se o custo do dinheiro aqui é mais caro? Não pode! Não pode!» Na sua alocução à CPIPREPE, Carlos Pimenta justifica ainda a adequação das FIT pagas aos produtores eólicos em Portugal com o argumento de que os processos de atribuição de potência eólica resultaram de concursos: «O que é que todos estes processos têm em comum? Um, não houve nenhuma atribuição de eólica que não tivesse sido feita transparentemente em processo concursivo. Esses processos concursivos foram sempre muito disputados. (...) Nenhum dos processos concursivos lançados em nenhum dos governos — do PS, do PSD, de todos — teve alguma vez contestação. Nenhum deles!» (Audição Carlos Pimenta) O presidente da EDP-Renováveis, João Manso Neto, admite que a rentabilidade das centrais eólicas da empresa situadas em Portugal é mais elevada do que a das centrais noutros países. Porém, rejeita uma comparação direta, uma vez que, alega, as centrais eólicas da EDP em Portugal correspondem a projetos promovidos de raiz, enquanto os parques eólicos da EDP em outros países foram adquiridos em fases mais avançadas, portanto com menos margem de lucro. «Por que é que Portugal é mais rentável que outros? Por duas razões muito simples: primeiro, porque a EDP, em Portugal — como em Espanha, aliás —, começou mais cedo, fez o que se chama greenfield, enquanto, nos outros países, muitas vezes, teve de comprar e desenvolver numa segunda fase e não há um prémio de compra que reduz a margem de lucro; e, segundo, porque Portugal também tem um custo de capital mais alto, portanto, a rentabilidade tem de ser mais alta. Portanto, a dimensão é a certa.» (Audição João Manso Neto) António Sá da Costa, presidente da associação dos produtores de energia renovável (APREN), dá o exemplo do concurso ganho pela ENEOP, para sublinhar que as tarifas praticadas nem sempre correspondem a uma rentabilidade do promotor eólico e que muitas traduzem também o financiamento de instrumentos de política económica e industrial do país: «Quando fomos obrigados a ir a concurso com um fabricante único tivemos de ter um aerogerador que nuns sítios era melhor e noutros era menos bom, mas ele teve de montar a fábrica e só veio fazê-lo com duas
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 54 As primeiras tarifas são publicadas para o ano de 1999, e até 2005 as tarifas têm sempre aumentos anuais inferiores à taxa de inflação prevista para cada ano, não existindo, portanto, défice tarifário. Apenas no final de 2005, na definição das tarifas a aplicar em 2006, o mecanismo de limitação previsto tem efeitos práticos pela primeira vez, como se verá mais à frente. Decreto-Lei n.o 172/2006 – preparação do Mibel, termina limitação a aumentos de tarifa No contexto da liberalização do mercado elétrico, este diploma «desenvolve os princípios gerais relativos à organização e ao funcionamento do sistema elétrico nacional (SEN), aprovados pelo Decreto-Lei n.o 29/2006, de 15 de fevereiro». Um dos aspetos de maior relevo do Decreto-Lei n.o 29/2006, de 15 de fevereiro, é o levantamento do limite ao aumento anual das tarifas de eletricidade à taxa de inflação, prevendo apenas no artigo 62.o que «as disposições do Regulamento Tarifário devem adequar-se à organização e funcionamento do mercado interno da electricidade». Recorde-se que a Diretiva 2003/54/CE estabelecia que «as entidades reguladoras nacionais deverão desempenhar um papel activo no sentido de garantir que as tarifas de compensação não sejam discriminatórias e reflictam os custos». De relevar que no final do ano anterior, na definição das Tarifas para 2006, o mecanismo de limitação de acréscimos em Baixa Tensão (BT) previsto no Decreto-Lei n.o 187/95, de 27 de julho, teve pela primeira vez efeitos práticos, criando assim um défice tarifário. Figura 2 – Fonte: ERSE – Proposta Tarifas 2006 Com efeito, como se pode observar no quadro constante da Proposta de Tarifas de 2006 elaborada pela ERSE no final de 2005, o aumento das tarifas de BT foi limitado a 2,9%, a taxa de inflação prevista para aquele ano, quando os proveitos permitidos nas várias atividades geravam um aumento de 14,51% no Continente, por exemplo. Esta limitação criou um défice tarifário global de 335 M€, que no contexto da legislação então em vigor deveria ser repercutido na tarifa e preços dos anos seguintes, num máximo de 5. Na sua audição na CPI, o então presidente da ERSE, Jorge Vasconcelos afirma ter sinalizado ao governo de José Sócrates o problema tarifário que se avolumava: «O diálogo com o XVII Governo sobre estas questões não foi em finais de 2006, tinha sido já em 2005, porque em 2005 se tinha colocado, pela primeira vez, a situação de termos um aumento de tarifas superior à taxa prevista de inflação (...) cerca de 14,4%, em termos médios, para 2006, o que ultrapassava a inflação prevista, que, salvo erro, era de 2,3%. O que é que a ERSE fez? Aplicou a lei, limitou o aumento das tarifas a 2,3% e alertou os consumidores, as empresas, o Governo, a Assembleia da República para esta situação. Era evidente — e é uma questão de pura lógica — que, não sendo feito nada, a situação do final de 2005 ia repetir-se em 2006. Ela foi apenas mitigada em 2005, mas, se tudo se mantivesse igual, esta situação ia-se repetir em 2006.
5 DE JUNHO DE 2019 55 Durante o ano não foram tomadas medidas para resolver este problema, aquilo que foi feito foi uma transposição tardia da diretiva de 2003, que, em Portugal, só se fez em 2006 e, entre outras coisas, aboliu-se o teto da inflação (...). (...) Portanto, não houve dias, houve um ano inteiro para tomar as decisões úteis de forma a podermos evitar aquela situação. A verdade é que essas decisões não foram tomadas.» Decreto-Lei n.o 237-B/2006 – previstos os diferimentos dos sobrecustos com PRE, CMEC e CAE «Nunca se partiu para nenhuma negociação com os produtores no sentido de reduzir a tarifa. Isso é um facto. Não tenho memória de alguma vez essa hipótese ter sido posta. Isso levar-nos-ia para um processo negocial muito demorado e precisávamos de uma solução imediata, porque as tarifas iam entrar em funcionamento em janeiro de 2007 e o anúncio [do aumento de tarifas pela ERSE] foi feito a 15 de outubro de 2016». (Audição de Castro Guerra, Secretário de Estado Adjunto da Indústria e da Inovação, 2005-2009) A ERSE apresenta a sua proposta para as tarifas e preços de eletricidade para 2007. Como se pode observar na tabela abaixo, constante desta proposta, a ERSE previa um aumento de 14,4% para consumidores de BT, que incluía o abate de 1/3 do défice tarifário acumulado. Figura 3 – Fonte: ERSE – Proposta de tarifas e preços 2007 Face ao impacto público da proposta tarifária da ERSE, o governo é obrigado a pronunciar-se e, num primeiro momento, o secretário de Estado Adjunto da Indústria e da Inovação, António Castro Guerra, ainda procura sustentar a proposta do regulador. As suas declarações públicas – «este défice tem de ser pago por quem o gerou. (...) São os consumidores que devem este dinheiro, não é mais ninguém» – geram intensa polémica: «Em outubro de 2006, eu disse uma frase infeliz a propósito da energia, quando houve aquele [anúncio de] grande aumento de 15,7%. Acho que começou aí o início do envolvimento mais intenso, operacional também, do ministro na área da energia». (Audição de Castro Guerra, Secretário de Estado Adjunto da Indústria e da Inovação, 2005-2009)No mesmo dia em que se registam essas declarações do secretário de Estado, 18 de outubro de 2006, realiza-se no Ministério da Economia uma reunião para debater a proposta da ERSE.
5 DE JUNHO DE 2019 59 de início da aplicação das tarifas associadas ao diferimento dos sobrecustos com a produção em regime especial; θ — fator [definido pelo titular da pasta da Energia no governo], entre zero e a unidade, a aplicar ao prémio de risco da dívida associado ao grupo empresarial que integra o comercializador de último recurso, tendo em conta a necessidade de promover a sustentabilidade económica e social da repercussão tarifária dos custos de financiamento do sector. A decisão de acompanhar o custo de financiamento das empresas com o intuito de garantir o equilíbrio económico-financeiro das atividades reguladas mereceu o parecer positivo da ERSE e nada tem de preocupante. Porém, as condições para a titularização destes montantes não preveem a eventual inversão da tendência adversa nas condições de financiamento, nem considera o perfil de reduzido risco destes cashflows – tal como já se argumentou aqui e em diversos depoimentos na CPIPREPE. Esse perfil densificou-se aliás com a garantia prestada pelo artigo 5.o do Decreto-Lei n.o 165/2008, de 21 de agosto, que veio assegurar os direitos creditórios dos novos titulares, mesmo em caso de insolvência ou cessação de atividade da entidade cessante. Figura4 – Fonte: ERSE – Tarifas e preços 2012
5 DE JUNHO DE 2019 65 Assim, se for considerado o risco percebido pelos agentes nos mercados secundários para as obrigações da EDP, as taxas praticadas são inferiores à taxa de 5% estabelecida na proposta de Portaria. Pese embora o facto da evolução das yields das obrigações nos mercados secundários ser um bom indicador do risco percebido pelos agentes para estes títulos, poderá não ser o indicador mais preciso para avaliar qual o custo associado à necessidade de obtenção imediata de um determinado financiamento. Tomando assim por base a estimativa do custo de financiamento do montante em causa para o grupo EDP, importará observar os cupões das mais recentes emissões obrigacionistas deste grupo em euros, para maturidades posteriores a 2017, que foram: • 4,875% em setembro 2013, que corresponde a uma emissão com maturidade de setembro 2020, para um montante de 750 milhões de euros. • 4,125% em novembro 2013, que corresponde a uma emissão com maturidade de novembro 2021, para um montante de 600 milhões de euros. Estas últimas taxas são superiores às taxas mencionadas na abordagem anterior. Contudo, a taxa definida na proposta de Portaria é superior às taxas referidas nas duas abordagens apresentadas anteriormente. Sublinhe-se que as análises efetuadas não tiveram em conta, por uma questão de simplificação, nem com o risco específico desta operação que beneficia da chancela legislativa e regulatória, nem com os custos associados ao processo de financiamento propriamente dito». No seguimento deste parecer crítico da ERSE à proposta de portaria de fixação de uma taxa de 5%, o Governo publica antes a Portaria n.o 500/2014, de 16 de junho, que, como já referido, estabelece uma metodologia de cálculo da taxa de remuneração em tudo semelhante à estabelecida na Portaria n.o 146/2013, de 11 de abril e onde são incluídos os aspetos metodológicos referidos pela ERSE. O resultado da aplicação dessa metodologia para este diferimento é uma taxa de 5%. A titularização deste diferimento, em dezembro de 2014, gera uma mais-valia líquida para a EDP de 11M€. Evolução Tal como já aqui foi amplamente notado, várias entidades foram manifestando a sua preocupação com a evolução anual da dívida tarifária, desde o Conselho Tarifário (CT) da ERSE, à própria ERSE, e até o Governo, referindo-o nos preâmbulos dos vários diplomas legislativos que acabaram por contribuir para essa mesma dívida. Para uma melhor perceção dos montantes que foram sendo gerados com os diplomas legislativos aqui referidos e para uma perspetiva do seu avolumar, veja-se o gráfico relativo à evolução anual da dívida tarifária e sua composição. Para uma análise do seu impacto nas tarifas e preços da energia elétrica, veja-se o gráfico com a evolução anual do serviço da dívida tarifária, para o mesmo período, discriminado entre amortização e juros. Segue-se um outro gráfico com a composição dos juros, onde fica bem patente a relevância dos diferimentos da PRE, e onde se observa a comparação da sua remuneração em contraste com emissões de dívida da EDP no mesmo ano.
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 66 Evolução anual da dívida tarifária e sua composição Figura 5 – Fonte: EDP (com base nos documentos anuais das tarifas e preços para a energia elétrica da ERSE) Figura 6 – Gráfico do autor (Dados da ERSE)
5 DE JUNHO DE 2019 67 Figura 7 – Fonte: ERSE A propósito desta evolução o CT da ERSE, no seu parecer no final de 2013, às tarifas e preços para 2014, cria uma secção específica para a discussão da dívida tarifária e serviço da dívida (mantida até à data), onde tece os seguintes comentários: «As preocupações evidenciadas, reiteradamente, pelo CT no que a evolução dos CIEG’s diz respeito, encontram a sua natural repercussão na trajetória assumida pela dívida tarifária no setor elétrico. Embora o CT reconheça que os diversos mecanismos de diferimento e/ou alisamento de custos utilizados, com frequência, nos últimos anos tenham evitado uma significativa subida nas tarifas dos consumidores no próprio ano, também não pode deixar de exprimir a sua apreensão pelo volume e trajetória assumida. A própria evolução, associada, do serviço da dívida, ou seja, a amortização e juros, atingem em 2014, valores muito significativos: mais de 150 milhões de Euros só em juros, num total de quase 1000 milhões de Euros a recuperar nas tarifas». O CT voltou a manifestar preocupações muito semelhantes no parecer do ano seguinte, em particular com a trajetória crescente da dívida e com os mais de 200 milhões de euros pagos em juros. Apenas no final de 2015, e «face à trajetória descendente iniciada na Proposta de Tarifas para 2016, o CT regista os sinais que indiciam a sustentabilidade do sistema elétrico nacional». A respeito da remuneração da dívida, o ex-secretário de Estado Artur Trindade apresentou na CPIPREPE o gráfico que se segue, com o intuito de ilustrar que a adoção de uma metodologia consistente com os parâmetros financeiros aplicáveis permitiu que o custo da dívida tarifária acompanhasse o custo de financiamento aplicável. Essa metodologia desenhada a partir de 2013 vem sendo aplicada até hoje (ver ERSE, Tarifas para 2019).
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 68 Ainda a este respeito pode ver-se, no gráfico que se segue, a evolução da taxa de juro média anual (reflete a média ponderada das várias rubricas da dívida naquele ano, definidas em diplomas diferentes, como aqui foi visto). Foi também acrescentada a evolução da taxa Euribor a 12 meses acrescida de um spread «razoável» de 2%, para o mesmo período, como termo de comparação e barómetro da evolução do mercado. A partir de 2012, com a introdução do alisamento quinquenal dos sobrecustos da PRE e respetiva taxa de remuneração, fica patente o desfasamento da taxa de juro média da dívida tarifária não só em distância a uma taxa que acompanha a evolução do mercado, mas também em tendência, nomeadamente entre 2013 e 2015. Figura 8 – Gráfico a partir de dados ERSE + PORDATA De seguida apresenta-se uma tabela resumo das cessões de dívida tarifária feitas pela EDP, bem como dos montantes envolvidos, das mais ou menos-valias resultantes, líquidas dos respetivos custos com a montagem e manutenção das operações, e a representação percentual da mais ou menos-valia em relação ao montante titularizado.
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 78 Ainda no seguimento desta interpelação por eventuais ajudas de Estado, encontra-se em análise o mecanismo da garantia de potência na modalidade de apoio ao investimento, no sentido de averiguar a transparência e equidade na sua atribuição, com vista a uma possível revisão.2. Custos para o SEN Os custos com a garantia de potência são inseridos nas tarifas do consumidor final a título de Custo de Interesse Económico Geral (CIEG). Em 2011, a ERSE esclareceu a inclusão do sobrecusto da GP pela primeira vez, na parcela III da tarifa de Uso Global do Sistema UGS justificando: «(...) sendo que o seu sobrecusto é uma função inversa das horas de funcionamento destas centrais, por ser pago tendo como referencial a potência instalada das centrais abrangidas por esse diploma e não a energia produzida pelas mesmas. (...) Assim o risco de não colocação destas centrais PRO aumenta sempre que a energia produzida pelos produtores em PRE excede as necessidades previstas pelo CUR. (...) Deste modo, enquanto o diferencial de custo com a PRE evolui de uma forma independente dos restantes CIEG associados à produção de energia eléctrica, os CIEG com produção em PRO (CAE, CMEC e garantia de potência) aumentam com a evolução da produção em regime especial.» (Tarifas e preços para a energia elétrica e outros serviços em 2011, ERSE) Gráfico 1 – Valores gastos com a garantia de potência de 2011 a 2019 e reserva de segurança em 2017-2019, em milhões de euros (Dados ERSE) Até 2018, a garantia de potência resultou em custos de 143 M€ (101 M€ em incentivo à disponibilidade e 52 M€ em incentivo ao investimento). A Reserva de Segurança, que veio substituir o incentivo à disponibilidade custou 6 M€ em 2017, tendo sido suspensos os leilões em 2018. Os dados para 2019 foram retirados das estimativas da ERSE a incluir nas tarifas e referem-se apenas à componente de incentivo ao investimento, que permanece. Conclusões 1. A garantia de potência foi acordada na XII Cimeira luso-espanhola de 2006, daí resultando uma solicitação ao Conselho de Reguladores do MIBEL para que se operacionalizasse este mecanismo no espaço ibérico, de modo a garantir uma compatibilização regulatória, condição determinante para a construção do MIBEL. As preocupações da ERSE em 2007 (adoção de mecanismo concorrencial harmonizado no MIBEL) e
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 80 A Portaria n.o 592/2010, do Secretário de Estado Carlos Zorrinho, veio obrigar a que a prestação do serviço passasse a ser feita exclusivamente por unidades consumidoras no mercado livre, com potências interruptíveis superiores 4 MW. A gestão deste serviço cabe ao gestor global do sistema, a REN. A Portaria n.o 1308/2010 veio estabelecer um novo regime transitório durante 2011, dispensando a apresentação de alguns requisitos e valorizando a remuneração. A Portaria n.o 200/2012, após várias portarias de carácter transitório e/ou técnico, altera o teto máximo da remuneração e introduz mecanismos de verificação da disponibilidade da interruptibilidade. A Portaria n.o 215-A/2013 estabelece as regras da repercussão dos custos com interruptibilidade nas tarifas. A Portaria n.o 221/2015 volta a rever o teto máximo nas remunerações para as instalações com energia anual consumida superior a 75 GWh e potências interruptíveis superiores a 50 MW, que não sejam abastecidas em muito alta tensão (MAT). A Portaria n.o 268-A/2016 limita a remuneração da interruptibilidade às instalações que demonstrarem estarem efetivamente aptas à prestação do serviço, através da realização de testes, impedindo que continue a ser um subsídio independente do seu objetivo primordial. 2. Custos imputados aos consumidores Os custos com a interruptibilidade evoluíram de acordo com o Gráfico abaixo. Constata-se que até 2010 os custos anuais com a interruptibilidade foram sempre menos de 50 M€, sendo que a partir da publicação da Portaria n.o 1308/2010 se verifica um aumento exponencial dos custos anuais, até aos 109,9 M€ registados em 2015. Com a obrigatoriedade da prova efetiva de disponibilidade via instituição de testes da Portaria n.o 268-A/2016, os custos regrediram, mas em 2019 já foram estimados nas tarifas encargos de 109.3 M€. Evolução dos custos com o mecanismo de interruptibilidade desde 2004 a 2019 (Dados ERSE) 3. Premência do mecanismo de interruptibilidade Sob o governo do Partido Socialista, em 2010, a publicação da Portaria n.o 1308/2010 surge quase em simultâneo com a da garantia de potência. Criam-se por isso, em paralelo, dois novos mecanismos dedicados a promover a segurança de abastecimento do SEN, um pelo lado da procura (interruptibilidade) e outro pelo lado da oferta (garantia de potência).
5 DE JUNHO DE 2019 83 «O único processo que foi concluído e em que já houve notificação foi aquele que foi noticiado na semana passada, sobre as barragens, sobre o domínio hídrico. (...) Sobre os outros processos abertos, (...) nomeadamente o da interruptibilidade, ainda não fomos notificados, portanto, do que sabemos, eles não estão encerrados. (...).» Não obstante reconfirmou que terão de rever o mecanismo da interruptibilidade: «Não iremos suspender agora o regime de interruptibilidade como ele existe, mas há um compromisso da parte do Governo de o rever nesse quadro geral, portanto, de rever todos os serviços de sistema e de fazer uma revisão geral deste quadro.» Conclusões 1. Entre 2011 e 2018, o serviço de interruptibilidade custou aos consumidores 727M€. Esse valor resulta do redimensionamento do serviço de interruptibilidade em 2010. 2. Esse redimensionamento correspondeu a diversos objetivos: ○ Promover a transição de unidades grandes consumidoras de eletricidade para o mercado liberalizado; ○ Fazer face a um sobrecusto pontual na ordem dos 70M€ na rede de distribuição com impactos tarifários nas empresas; ○ Estimular investimentos em equipamentos destinados a melhorar a eficiência de unidades industriais e comerciais afetadas por oscilações na distribuição elétrica; ○ Subsidiar empresas grandes consumidoras de eletricidade. 3. Durante vários anos, não se realizaram os testes previstos na portaria de 2012. 4. Este serviço chegou a ser pago a prestadores que não estavam em efetivas condições de o prestar, como demonstra a redução de custos pela introdução de testes. Não há registo de aplicação de qualquer sanção. Recomendações 1. Imediata adoção de um teto para estes custos, atendendo à potência interruptível que corresponda às reais necessidades do SEN; 2. Redução de custos no curto prazo, com a criação de regime concorrencial, desenhado por escalões de potência interruptível por unidade de consumo; 3. Preparação de um novo quadro para este serviço redimensionado considerando a integração de novos instrumentos de disponibilidade do lado da procura e da oferta. Capítulo 8 Medidas sob a aplicação do Memorando de Entendimento com a troikaEm 2011, na sequência do Programa de Assistência Financeira e do Memorando de Entendimento, o governo assumiu compromissos em diversas áreas do setor energético. No Ponto 5 do Memorando, «Energy Markets», o Governo comprometeu-se a rever políticas específicas do setor energético para combater o défice tarifário e assegurar a sustentabilidade do SEN. Entre vários objetivos, as áreas de intervenção que importam à CPIPREPE, eram elencadas subáreas para as quais era indicada a necessidade de medidas concretas: ● 5.6 Redução de rendas com CMEC e CAE ● 5.7 Revisão da lei da cogeração
5 DE JUNHO DE 2019 89 (Artur Trindade) 2. Os três pacotes de medidas de equilíbrio do SEN Houve primeiramente um conjunto de medidas aprovadas em maio de 2012, que no entanto, acabou por não ser suficiente para cumprir o objetivo enunciado de limitar o aumento das tarifas de energia elétrica em 1,5% ao ano mais inflação, o que levou a criação de novas medidas, aprovadas por fases, concretizando-se em três pacotes de medidas. Este conjunto de medidas tinha como objetivo fundamental a eliminação progressiva do défice e a dívida tarifária, tendo como horizonte de referência 2020, nos termos do gráfico abaixo, que foi apresentado na CPI, tanto por Artur Trindade como por Carlos Moedas. 2.1 Primeiro pacote de medidas O primeiro pacote de medidas foi aplicado em maio de 2012, no âmbito da sétima avaliação da troika, com a convicção que seria suficiente para atingir o objetivo da eliminação da dívida tarifária em 2020. Este pacote resumia-se a cortar nas rendas excessivas dos instrumentos identificados, e que se apresentam no quadro abaixo. Pedro Cabral, na sua apresentação inicial à CPIPREPE, deu a conhecer a estimativa de poupanças feita em maio de 2012, na apresentação do pacote de medidas: 700, 165 e 385 M€, relativos a cortes de remuneração da cogeração, da anuidade dos CMEC e da garantia de potência, respetivamente, num total de 1635 M€. Em outubro 2013, o governo atualiza em alta aquela estimativa no momento em que apresenta o segundo pacote de medidas (v. Quadro 1). Não se conhece a razão desta diferença. Acresce a estas medidas a afetação de 80% das receitas dos leilões de CO2 ao SEN, aprovado pelo Decreto-Lei n.o 38/2013 e concretizado na Portaria n.o 3-A/2014.
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 90 Primeiro pacote de medidas, aprovado em maio de 2012, para eliminação da dívida tarifária (em milhões de Euros) (Dados Governo) Medidas Ato legislativo Descrição Montante total [M€] Período Cogeração Portaria n.o 140/2012 Redução dos subsídios pagos aos produtores de eletricidade em cogeração 996 2012-2025 Extensão FiT Decreto-Lei n.o 35/2013 Acordo de redução de custos alcançado com os produtores eólicos que beneficiam do regime remuneratório anterior a 2005 151 2013-2020 Limitar custo mini hídricas Decreto-Lei n.o 35/2013 Introdução de um limite de 25 anos para a duração da tarifa garantida das pequenas centrais hídricas 285 2013-2030 Redução taxa anuidade CMEC Decreto-Lei n.o 32/2013, Portaria n.o 85A/2013 Redução dos custos com o CMEC, através da redução da taxa da anuidade da parcela fixa de 7,55% para 4,72% 205 2013-2027 Garantia de Potência Portaria n.o 139/2012, Portaria n.o 251/2012 Substituição do mecanismo anterior, por um novo regime de maior racionalidade e menor incerteza 443 2012-2020 Total 2080 M€ Enquanto as medidas de redução de custos em cogeração, mini-hídricas, CMEC e garantia de potência representavam um contributo efetivo para a redução do défice tarifário, a compra de uma extensão de preços garantidos às eólicas (Decreto-Lei n.o 35/2013) tem sido questionada como redução custos. Considerando as conclusões do capítulo 11 deste relatório, esta medida não pode ser considerada como redução de custos. Assim, o impacto atribuído por vários inquiridos (Artur Trindade, Álvaro Santos Pereira, Jorge Moreira da Silva) a este primeiro pacote (2080 M€), assumindo que as metas das restantes medidas foram alcançadas, deve ser corrigido para 1929 M€. Relativamente às receitas das licenças de CO2 a afetar ao SEN, Álvaro Santos Pereira estimava-as em 1800M€, entre 2014 e 2020. No entanto, os cálculos da ERSE (relatórios anuais de «Proveitos e Ajustamentos»), até 2019 tinham sido angariados apenas 378 M€, o que mesmo considerando uma trajetória linear para o período total 2014-2020, atingiria um total de apenas 464 M€, cerca de 26% do previsto. Esta receita configura uma perda de receita do Estado a favor do SEN, não representando por isso corte ou poupança. 2.2 Segundo pacote de medidas O segundo pacote de medidas foi aprovado em outubro de 2013, no quadro da 8.a e da 9.a avaliação da troika, na sequência da constatação de que o primeiro pacote não seria suficiente para a eliminação do défice tarifário. A falta de alcance das medidas deveu-se a falhas nos pressupostos do primeiro pacote (estagnação do consumo, descida do preço do CO2, novas medidas legislativas espanholas que desequilibraram o mercado ibérico). As medidas aprovadas encontram-se resumidas no quadro seguinte.
5 DE JUNHO DE 2019 91 Quadro 2 – Segundo pacote de medidas, aprovado em outubro de 2013, para eliminação da dívida tarifária (em milhões de euros) (Dados Governo) Medidas Ato legislativo Descrição Montante total [M€] Período Clawback Decreto-Lei n.o 74/2013 Eliminação da distorção de mercado provocada pelas medidas fiscais introduzidas em Espanha 300-500 2014-2020 Harmonização tarifária Introdução de incentivos à eficiência de custos no mecanismo de harmonização de tarifas aplicável às Regiões Autónomas 160-200 2014-2020 Remuneração terrenos Portaria n.o 301-A/2013 Revisão da remuneração dos terrenos hídricos 100-120 2014-2020 Serviços de Sistema Portaria n.o 301-A/2013 Despacho n.o 4694/2014 Correção das distorções no mercado de serviços de sistema 300-400 2014-2020 Contribuição centrais carvão Não aplicada Contribuição das centrais de carvão para o SEN 150-170 2014-2020 Total Total (sem carvão) 1010-1390 M€ 860-1220 M€ 2.2.1 A medida para a eliminação da distorção de mercado provocada pelas medidas fiscais introduzidas em Espanha (Clawback) Relativamente à medida Clawback (aprofundada no capítulo 13), as poupanças enunciadas seriam entre 300 e 500 M€. As sucessivas alterações legislativas levaram a que os valores cobrados sejam bastante díspares relativamente ao esperado. Segundo a ERSE nos seus documentos anuais de «proveitos permitidos», até 2019 só teriam sido angariados 192,5 M€, o que extrapolando para o período 2014-2020, totaliza 234,6 M€, entre 47% a 78% do valor inicialmente previsto. 2.2.1.1. Contexto e legislação associada Em 2013 é aprovado o Decreto-Lei n.o 74/2013, que aprova o mecanismo de «clawback» (retenção, restituição) para a eliminação da distorção de mercado provocada pelas medidas fiscais introduzidas em Espanha. O seu preâmbulo clarifica o contexto e necessidade desta medida: «Importa instituir um mecanismo regulatório destinado a corrigir o desequilíbrio entre produtores de energia elétrica, originado por distorções resultantes de eventos externos ao mercado grossista da eletricidade e, de igual modo, evitar que o funcionamento anómalo do mercado se repercuta nos produtores e consumidores portugueses. Esse objetivo é alcançado através da repartição, em função do impacto registado na formação dos preços, dos custos de interesse económico geral.» No seu artigo 4.o, n.o 1 – refere que: «A repartição de custos (...), deve considerar, designadamente, os resultados de um estudo a elaborar, no final de cada semestre, pela ERSE, (...) sobre o impacto na formação de preços médios da eletricidade no mercado grossista em Portugal de medidas e eventos extramercado na UE e os seus efeitos redistributivos nas diversas rubricas de proveitos que influem nas tarifas de energia elétrica».
5 DE JUNHO DE 2019 97 Evolução da contribuição para o sistema tarifário das medidas de sustentabilidade do SEN, com valores reais de 2013 a 2017 (Dados ERSE) e projeção para 2020. Soma-se entre 2013 e 2017 um impacto positivo total de 1076M€ como efeito das medidas de sustentabilidade do SEN. Uma projeção para os anos de 2018, 2019 e 2020 segundo a tendência verificada de efetivação dos cortes, no período 2013-2020 seriam atingidos 2043M€, incluindo medidas que não constavam nos pacotes, como é a relativa às receitas do CO2. Impacto total dos três pacotes de medidas sobre a EDP Segundo Artur Trindade e Jorge Moreira da Silva, os pacotes de medidas teriam um impacto de cerca de 1800 M€ negativos para a EDP. O impacto do conjunto das medidas sobre a EDP foi atualizado pela ERSE: entre 2013 e 2017 a EDP contribuiu, entre redução de custos e pagamentos, com 414 M€ positivos para o SEN, valor que, projetado para o horizonte 2013-2020, atinge os 718 M€, ou seja 40% dos enunciados 1800 M€. EDP: impacto das medidas de sustentabilidade do SEN vs lucros anuais  (Fonte: ERSE e EDP)
5 DE JUNHO DE 2019 99 derivada das atividades de produção, transporte ou distribuição que, por afetar as condições de segurança, qualidade e fiabilidade do abastecimento, requer a modificação dos programas de energia elétrica; é um custo suportado por todo o consumo. Os custos deste mecanismo são repercutidos diretamente na formação do preço final da energia, refletindo esta componente uma oferta de âmbito nacional estruturalmente concentrada no grupo EDP. Componentes da formação de preço final grossista (Fonte: ERSE) A potência habilitada a integrar o mercado de serviços de sistema provém na sua maior parte (60%) de centrais com CMEC ou CAE, sendo a restante proveniente de centrais em mercado. Em 2012, a EDP detinha 74% da potência possível de tele-regular (correspondente ao serviço de sistema de banda de regulação secundária), essencialmente com centrais hídricas e de ciclo combinado (gás), correspondendo a 78% da disponibilidade total de centrais com CMEC, e 69% de centrais em mercado, o que segundo Artur Trindade quando ouvido na CPIPREPE, corresponde a 2⁄3 dos custos do mercado de serviços de sistema. 1. Primeiros indícios de falha no mercado de serviços de sistema Em 2010-2011, a ERSE identifica baixos níveis de prestação do serviço de tele-regulação pelos centros eletroprodutores ao abrigo dos CMEC, nomeadamente nas centrais hídricas de Bemposta e Picote, que detêm também grupos geradores em mercado (sem CMEC). «21. (...) foram detetados, tanto pela ERSE como pela AdC, indícios de baixos níveis de utilização das centrais CMEC na prestação de serviço de tele-regulação, em comparação com centrais hidroelétricas em regime de mercado. Indícios que remontam, pelo menos, a 2010 e se estendem, como se verá infra, até 2013/2014. (...) 23. Essas diferenças de utilização são especialmente evidentes, por exemplo, no caso da barragem de Picote, caso particular em que uma mesma barragem dispõe, simultaneamente, de grupos geradores em regime CMEC e grupos geradores em regime de mercado, ambos aptos para prestar este tipo de serviço. 24. Tais indícios de subutilização ocorrem num contexto no qual se demonstrou a existência de capacidade dessas centrais, economicamente e fisicamente disponível, que, ainda assim, não foi oferecida em mercado por razões externas à própria operação desses equipamentos produtivos. Abertura de Inquérito de contraordenação, AdC, 2016 Em 2012, face ao aumento registado dos preços no mercado de serviços de sistema, nomeadamente no mercado de banda de regulação secundária, com um aumento de custo a suportar de 45 M€, a ERSE elabora uma análise dos custos de mercado de serviços de sistema na sequência do qual solicita à Autoridade da Concorrência (AdC) um relatório sobre eventual abuso de mercado por parte da EDP, que poderia explicar a subida dos preços no mercado de serviços de sistema na ausência de eventos extraordinários que o
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 100 justificassem. A AdC confirma então uma falha no mecanismo de revisibilidade dos CMEC – que ignora a participação ou ausência das centrais CMEC neste mercado e, em 2013, recomenda ao Governo a realização de uma auditoria. Perante esta falha, a EDP terá adotado estratégias de oferta que maximizaram a componente CMEC da remuneração das centrais sob esse regime, concentrando nas centrais em mercado as ofertas que realizava. No gráfico seguinte é possível observar como as receitas dos serviços de sistema em Centrais CMEC (Azul) começaram a descer em 2010 até 2013, até que voltam a subir com a publicação do despacho 4694/2014, altura em que face ao processo em curso, a EDP voltou a regularizar a oferta no mercado dos serviços de sistema com as centrais com CMEC.  (Dados retirados dos relatórios anuais de proveitos permitidos e ajustamentos, ERSE) 2. Intervenção de governo e estudo da Brattle Group Em 2014 é emitido o Despacho n.o 4694/2014, que decide a auditoria da REN e institui a respetiva comissão de acompanhamento, a qual encomenda um estudo à consultora Brattle Group, com o objetivo de quantificar as sobrecompensações ocorridas entre 2010 e 2014 no mercado dos serviços de sistema. Nesse despacho, Artur Trindade define que: «Caso a auditoria (...) conclua que se verificou uma sobrecompensação no modo de cálculo da revisibilidade CMEC, os respetivos montantes, determinados no âmbito da auditoria, devem ser refletidos no mecanismo de revisibilidade». Em paralelo, o governo procura estancar as falhas no mercado de serviços de sistema, definindo como preço de referência o do mercado de serviço de sistema espanhol e incluindo os custos da tele-regulação na revisibilidade dos CMEC. Desta forma, o governo procurou prevenir que a EDP, preterindo as centrais CMEC, limitasse a sua oferta de serviços de sistema às centrais em mercado. Segundo declarações do secretário de Estado Artur Trindade, em 2013, ao Diário Económico, estariam aqui 70% das poupanças anunciadas com a medida dos serviços de sistema que constava no segundo pacote de medidas de redução de custos (300M€ a 400M€). Os outros 30% estariam ligados à falha de contabilizar o mercado dos serviços de sistema na revisibilidade dos CMEC. 2.1. Sobrecusto identificado pelo relatório Brattle Os resultados do estudo da Brattle Group só foram conhecidos em 2016, já durante o mandato do
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 106 (Sá da Costa, presidente da APREN) A proposta do governo aos produtores eólicos veio a dar origem ao Decreto-Lei n.o 35/2013, que prevê, terminados os 15 anos da tarifa garantida estabelecida no Decreto-Lei n.o 33-A/2005, a extensão da garantia de escoamento de toda a produção eólica e o pagamento dessa eletricidade ao preço do mercado a preço mínimo (floor) em duas modalidades: 1) a primeira assegura a remuneração numa banda que pode variar entre um chão (floor) – aproximadamente 69€/MWh em 2020 – e, se o preço do mercado estiver acima desse valor, um teto (cap) de 90€/MWh, valor em 2020; 2) a segunda modalidade garante aos produtores, em 2021, um floor mais baixo, de 55€/MWh; mas, se o mercado estiver acima desse valor, é esse o preço pago ao produtor, sem qualquer teto. Ambas as modalidades podem ser praticadas por períodos de 5 ou de 7 anos, à discrição do produtor. Os números da distribuição da potência pelas diferentes modalidades são disponibilizados pela ERSE. A compra da extensão do período de tarifa garantida tem sido concretizada mediante uma “contribuição voluntária” anual, paga ao SEN pelos produtores ao longo de oito anos (2013-2020) de acordo com a potência inscrita, da modalidade escolhida e do período de extensão. A receita anual do SEN é de 27,7M€ anuais, ou 222M€ no total (valor sem inflação). Adicionalmente, o governo assegurou nesse acordo com a APREN a criação de um regime de escoamento garantido da eletricidade produzida por potência instalada em sobreequipamento (capacidade adicional em centrais já existentes) com regime FIT específico para essa potência. O novo regime, estabelecido no Decreto-Lei n.o 94/2014, fixou uma FIT de 60€/MWh mas permitiu que, mediante pagamento dos oito anos de «contribuição voluntária» ao SEN, essa potência transite para o regime do Decreto-Lei n.o 35/2013. Praticamente toda a produção eólica existente no país em 2013 aderiu ao regime do Decreto-Lei n.o 35/2013, repartindo-se pelas suas modalidade da seguinte forma (fonte: ERSE): Regime Duração Potência  floor 69 + cap 90 5 anos 273,9 MW floor 69 + cap 90 7 anos 4045,5 MW floor 55 5 anos 33,8 MW floor 55 7 anos 478 MW Fonte: SEE, resposta a requerimento do Bloco de Esquerda, janeiro 2018 1.4 O impacto incremental do Decreto-Lei n.o 35/2013 Desde o início dos trabalhos da CPIPREPE, o impacto tarifário desta extensão de garantias pelo Decreto-
5 DE JUNHO DE 2019 109 Por fim, sob o Decreto-Lei n.o 33-A/2005, o SEN não encaixaria a «contribuição voluntária» (cerca de 27 M€/ano) paga pelo conjunto dos produtores pela compra da extensão de preços garantidos prevista no Decreto-Lei n.o 35/2013. Decreto-Lei n.o 33-A/2005 Decreto-Lei n.o 35/2013 risco tarifa fixa  última central licenciada antes de 2021 tarifa mercado com  ● floor 69/MWh cap 90/MWh ● floor 55€/MWh  dimensão 3386 MW (não inclui concursos pós 2005) 4832 MW (inclui centrais por concurso) prazo 5 anos 7 anos (4524 MW) 5 anos (307MW) receita - c. 222 milhões de euros 1.4.3 O que passou a existir com o Decreto-Lei n.o 35/2013? Sob o Governo PSD/CDS e a tutela do ministro Santos Pereira e do Secretário de Estado Artur Trindade, foi decidido que: – a tarifa fixa atribuída por concurso em 2007 (70€/MWh) era projetada como referência do floors a praticar de 2021 a 2027 (note-se que diversas centrais atribuídas por concurso tardaram vários anos a entrar em produção, contando a partir daí a FIT original e só depois usufruindo do sistema de floor/cap, que em alguns casos irá até 2035); – em vez de uma tarifa fixa, é criado um regime assente num floor que acompanha o preço de mercado e assim transfere grande parte do risco para o lado dos consumidores; – em vez de uma garantia por 5 anos, é oferecida uma garantia por 5 ou 7 anos, sendo a segunda a escolhida por 87,5% da capacidade eólica; – as centrais atribuídas por concurso após 2005 (excluídas de qualquer benefício sob o Decreto-Lei n.o 33-A/2005) passaram a estar cobertas por um regime de garantia por 7 anos, o que configura uma radical mudança das condições definidas no momento dos concursos. 1.4.4. A intervenção da ERSE 1.4.4.1 O parecer prévio da ERSE sobre o projeto de Decreto-Lei n.o 35/2013 Em outubro de 2012 a ERSE remete ao governo o seu parecer prévio acerca do projeto de Decreto-Lei que prevê a contribuição dos centros eletroprodutores integrados na PRE para a sustentabilidade do SEN”. Sucintamente, a ERSE regista que: «Este mecanismo corresponde a uma transferência intertemporal de custos estando, no entanto, implícito um risco para o consumidor e o produtor associado à evolução do preço de mercado. (...) O objetivo deste regime de aliviar a tensão tarifária entre 2013 e 2020, é apreciado pela ERSE. (...) Considerando que o projeto de decreto-lei analisado se constitui como um instrumento para a sustentabilidade do SEN, assegurando ao mesmo tempo a consolidação da promoção da produção de energia elétrica em regime especial (recursos endógenos e renováveis), a ERSE nada tem a opor». (parecer prévio da ERSE sobre o projeto de Decreto-Lei n.o 35/2013)
5 DE JUNHO DE 2019 111 de mercado em Portugal, entre 1 de novembro de 2015 e o último dia disponível, 23 de junho de 2017) e mantendo todos os restantes parâmetros. Assim, a ERSE estima o impacto do Decreto-Lei n.o 35/2013 para o SEN, no que refere à PRE eólica, e com a taxa de desconto que reflete a sua perspetiva, em 1.298 M€ negativos no novo cenário com mercado a 45,1€/MWh e tarifa fixa a 45,1€MWh.). 1.4.5 Cálculos apresentados por Carlos Pimenta na CPIPREPE Na sequência da sua apresentação à CPIPREPE, Carlos Pimenta fez chegar à comissão uma folha de cálculo em que é avaliado o impacto do Decreto-Lei n.o 35/2013. Os dados são os do novo regime e os pressupostos são em tudo semelhantes aos do cálculo da ERSE, com a taxa de desconto adequada na perspetiva dos produtores, 7,5% (e não do SEN – 3,2% segundo a ERSE). Os seus cálculos não identificam o impacto da nova legislação face à anterior, antes assumindo um outro cenário contrafactual que não é o do Decreto-Lei n.o 33-A/2005.«Como não há certificados verdes, o que está aqui a ser considerado é apenas o CO2. (...) Só estou a contar com o mesmo fator que estava na fórmula do feed-in tarifa, que é o número de gramas de CO2 que é utilizado para fazer 1 KWh de gás, ciclo combinado, na central mais eficiente, que são 370 g. (...) Se o preço de mercado for acima de 57 €/MWh, os consumidores estão a ganhar e os produtores estão a perder. Isto está mais ou menos de acordo com as previsões que tínhamos em 2012». (Carlos Pimenta) O contrafactual adotado por Carlos Pimenta enferma de um erro que é a incorporação no cálculo dos custos de CO2 evitados. Ora, estes não são evitados por efeito desta extensão, mas sim pela simples existência destas centrais, que é um facto resultante de anteriores medidas de política energética. A existência desta capacidade instalada é independente dos méritos do Decreto-Lei n.o 35/2013. Numa análise do impacto incremental entre este novo regime e o anterior (Decreto-Lei n.o 33-A 2005) a incorporação destes valores leva a conclusões erradas. 1.4.6 Cálculos apresentados por Artur Trindade na CPIPREPE O ex-secretário de Estado Artur Trindade, autor do Decreto-Lei n.o 35/2013, apresentou à CPIPREPE uma folha de cálculo com os seguintes parâmetros: Taxa Desconto 7,00%Horas equivalentes 2 450                     h/anoDegradação anual 0,50% %/anoPotência 1 4 045                     MWContribuição 1 5 800                     €/MWPotência 2 479 MWContribuição 2 5 800                     €/MWPotência 3 274 MWContribuição 3 5 000                     €/MWPotência 4 34 MWContribuição 4 5 000                     €/MWPotência total 4 832                     MWFloor 2021 - 2 60                          €/MWhFloor 2021 - 1 74 €/MWhCap 2021 98 €/MWhPreço mercado 2021 65 €/MWhEmissão evitada 370 g/kWhCusto CO2 25 €/tonInflação 2013-2020 - Base 2,00%Inflação 2018-2020 1,00%Inflação 2021-2028 2,00%Valor GO EUR/MWh 3                             €/MWh