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5 DE JUNHO DE 2019 211 Em 2006, já ao abrigo da portaria 96/2004, a remuneração retroativa dos terrenos é estimada em 228 M€, que será paga em 10 anos, elevando os custos com os terrenos em 2006 a 68 M€, dos quais mais de 20 milhões seriam relativos ao pagamento da retroatividade. Esta rectroatividade como explicou o Eng.o Victor Baptista decorria de uma imparidade registada nas contas da REN resultante da compra pelo Estado de 70% da REN à EDP em 2000, como já referido. Com a Portaria n.o 481/2007, os custos anuais com a remuneração dos terrenos hídricos baixam de 56 M€ para 17M€, o que representa um decréscimo de cerca de 70%, devido à indexação ao consumo que baixa durante esses anos. Com a Portaria n.o 542/2010, existe um aumento de custos anuais de cerca de 10 M€, de 13M€ para cerca de 24 M€, ou seja, um aumento de quase 100% Gráfico 4 – Evolução dos custos com os terrenos hídricos (Fonte: documentos anuais, Proveitos permitidos ERSE) Só em 2014, com o efeito da Portaria n.o 301-A/2013, o custo com a remuneração dos terrenos volta a descer, mantendo-se até ao ano de 2019, em cerca de 13M€ anuais. Esta portaria enuncia como objetivo incentivar a REN a desempenhar as suas responsabilidades de modo eficiente e tabela a remuneração a aplicar em função da nota de desempenho. O novo regime manteve este custo estável como resultado de sucessivas auditorias anuais com nota 3, que correspondem a uma taxa de remuneração de 0,1%. A ERSE no seu documento anual de proveitos permitidos e ajustamentos para 2019 adianta ainda que desde 2015 não foram realizados relatórios de desempenho, pelo que assumiu uma taxa nula. A CPIPREPE recebeu uma comunicação da REN, clarificando que, desde 2006 até à presente data, o montante acumulado de remuneração dos referidos terrenos, totalizou cerca de 330 milhões de euros, dos quais cerca de 76% respeitam exclusivamente à componente de “amortização anual dos terrenos”, componente esta que é aceite pela ERSE e nunca foi por esta questionada. Assim sendo, dos 330 milhões de euros enunciados apenas 79 milhões estarão em controvérsia com a ERSE. 3. Extensão do Contrato de Concessão da RNT à REN por 7 anos adicionais Em 2007 foi assinado um novo contrato de concessão da RNT à REN, com base na publicação do Decreto-Lei n.o 172/2006. Este contrato consagrou, a título gracioso, uma prorrogação de sete (7) anos do período da concessão. O valor económico desta prorrogação de prazo não foi apurado pela CPIPREPE. Todavia, a título indicativo, é possível referir que esta prorrogação representou um acréscimo na ordem de 16% ao prazo inicial de concessão.
5 DE JUNHO DE 2019 215 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: “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
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 216 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 condições: teria de fornecer uma determinada quantidade de máquinas e tem de estar cá instalado por um período de 17 anos. E teve de montar a fábrica, arranjar os terrenos e isso teve custos. Isso foi uma medida acertada? Foi uma medida acertada do ponto de vista do país, mas tem os custos de uma política económica. (...) Quem é que «pagou o pato»? Acaba sempre por ser o consumidor, mas fomos nós quem se adiantou”. (Audição António Sá da Costa) 3. Eventuais ganhos dos produtores decorrentes de atrasos no licenciamento O segundo ponto discutido na CPIPREPE quanto a eventual sobrerremuneração da PRE diz respeito a eventuais ganhos obtidos pelos produtores eólicos resultantes de atrasos no licenciamento e construção de
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 220 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 2006Com 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. 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
5 DE JUNHO DE 2019 221 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 XXX) 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 2007Face 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. “É dessa reunião em que estavam a EDP, a REN, a ERSE, a Direção-Geral de Energia e Geologia, e o Gabinete, enfim, toda a gente, que nasce um programa de trabalho. Um dos trabalhos que o Sr. Ministro deu à EDP e à REN, nessa reunião, foi o de preparar uma resolução do Conselho de Ministros que fizesse o corolário dessas medidas. (...) Tenho ideia de que a questão dos 6% [de aumento da tarifa] estava nessa versão inicial da resolução do Conselho de Ministros. Só que, entretanto, em dezembro, foi publicado o Decreto-Lei n.o 237-B/2006, que impõe o défice, e esse era urgentíssimo. Portanto, esse decreto-lei do alisamento tarifário dos 6% é publicado antes da resolução do Conselho de Ministros, já não fazia sentido nela incluir essa cláusula”. (Audição de Miguel Barreto, Diretor-Geral de Energia 2004-2009)
5 DE JUNHO DE 2019 225 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 2012Como é possível observar no quadro em cima, esta nova metodologia de cálculo da taxa resultou, para 2012, numa estimativa, à data da proposta das tarifas, de 5,5%, a maior taxa de remuneração aplicável para as várias repercussões tarifárias intertemporais em vigor em 2012 (já somando as taxas Euribor com os seus spreads, para cada caso, como é possível verificar). Na realidade, no cálculo final, feito no início de 2012, esta taxa fixou-se em 6,32%. Na sequência destas decisões, em 2013, quando as condições de mercado melhoram, a EDP titulariza cerca de 70% do diferimento do sobrecusto da PRE de 2012 (valores da ERSE) com a sua maior mais-valia até à data – 50M€ (valores dos seus Relatórios e Contas), que constitui lucro integral da EDP. Esta mais-valia reflete por um lado a evolução positiva do mercado e a dificuldade da fórmula em acompanhar essa movimentação, uma vez que esta avalia as condições de financiamento médias nos 6 meses anteriores à sua aplicação, em particular no período de tempo que decorre entre a fixação da taxa e a
5 DE JUNHO DE 2019 233 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).
5 DE JUNHO DE 2019 235 Contabilizando todas as mais e menos-valias do período completo, a EDP encaixou 198 M€ como lucros, uma vez que estes valores já são líquidos de custos incorridos com as operações de titularização. Note-se que isto corresponde a uma margem bruta de 2,2% sobre a dívida titularizada. Mais ainda, se considerarmos apenas os lucros obtidos com os diferimentos cuja remuneração replica o custo de financiamento da EDP, entre 2013 e 2017, observa-se um valor de 237 M€, 3,6% do montante titularizado e cerca de 30%, quase um terço, da totalidade dos juros pagos pelo SEN no mesmo período. E, desta forma, a EDP conseguiu, no período entre 2008 e 2017, atravessando uma crise financeira mundial seguida de uma crise de dívida pública portuguesa, com graves implicações para o tecido empresarial nacional, sair a ganhar com a enorme quantidade de dívida tarifária gerada, a custo dos consumidores. No entanto, esta não é a visão manifestada na CPIPREPE pelo secretário de Estado Artur Trindade e pelo atual titular, João Galamba. Artur Trindade defendeu que os ganhos financeiros podem ser contabilísticos, mas não económicos, uma vez que ao efetuar as operações, não na data da geração da dívida, mas uns anos mais tarde, a empresa suportou com meios próprios (WACC) o financiamento do défice tarifário. Logo, titularizou uma maturidade inferior à da divida, o que só por si pode traduzir-se num ganho “nominal”, relatado contabilisticamente, mas numa perda económica. Por sua vez, o atual Secretário de Estado, João Galamba, manifestou uma visão diversa e reiterou que o “que conta é a taxa e a respetiva metodologia”, reconhecendo à EDP o direito a dispor da dívida tarifária como propriedade sua. Ainda nesta linha, o ex-Secretário de Estado, Seguro Sanches, que constituiu um grupo de trabalho para definir a metodologia de determinação do custo do défice tarifário, grupo este que apresentou várias metodologias alternativas possíveis, preferiu replicar, quase na totalidade, a metodologia do seu antecessor, aderindo, portanto, ao mesmo racional em vigor. E a verdade é que este racional parece encontrar demonstração em dados reais. Na prática, o único aspeto alterado pela portaria de 2016, face à metodologia anterior, é o período de integração, para cálculo da média dos indexantes (em apenas uns meses). Sucede que, caso não tivesse havido essa alteração, a taxa de juro apurada para cálculo da remuneração do diferimento teria sido ligeiramente inferior. I.e., se a portaria de 2013 não tivesse sido alterada em 2016, a taxa que teria sido publicada seria de 1,82% e não 1,88%.  Figura 9 – comparação entre as taxas que resultam da portaria 262/A-2016 de 10 de outubro e a portaria que a antecede (2013), dados REUTERS.
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 244 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 de 2010 (redundância dos incentivos face à situação do SEN) não foram acolhidas pelo governo ao regulamentar a remuneração da garantia de potência; 2. A natureza excedentária do serviço foi constatada pelo regulador e pela REN ao longo de todo a vigência do regime; 3. A decisão do governo, em 2010, foi movida (também) por motivações alheias à segurança de abastecimento do SEN, a saber: mitigar a pressão tarifária sobre os setores sociais mais vulneráveis do ponto de vista económico, através da criação da tarifa social como encargo dos centros eletroprodutores em regime ordinário. A aceitação sem litígio deste encargo pelos produtores foi simultânea à regulamentação da garantia de potência, ambas integrando a estratégia para o SEN desenhada pelo governo de então; 4. Ao contrário do incentivo à disponibilidade, que encontra enquadramento legal nos termos da legislação de 2003 e 2007, a criação do incentivo ao investimento não tem qualquer base legal. Aliás, as condições do concurso internacional para o Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico não incluíam qualquer referência a esta futura remuneração, que a lei não previa sequer como hipótese futura. Por conseguinte, a instituição deste incentivo veio alterar o quadro económico-financeiro em que se os concorrentes de 2008 formularam as suas ofertas, beneficiando de forma injustificada os vencedores do concurso; 5. A suspensão do incentivo à disponibilidade durante o programa de assistência financeira demonstrou a redundância deste dispositivo, tal como a Medida 5.13 do Memorando com a troika já sinalizava. O governo PSD/CDS excluiu as centrais térmicas do incentivo ao investimento e as centrais hídricas do incentivo à disponibilidade. Porém, não definiu qualquer prazo para o fim da remuneração da disponibilidade das centrais térmicas limitando-se a reduzi-la significativamente.
5 DE JUNHO DE 2019 245 Recomendações Manter suspensos todos os pagamentos a título de incentivo à disponibilidade, fazendo-os depender, no futuro, das necessidades reais da segurança de abastecimento identificados pelo Estado, no quadro da integração de novos instrumentos de disponibilidade a dinamizar do lado da procura e da oferta. Capítulo 8 Remuneração do serviço de Interruptibilidade O serviço de interruptibilidade refere-se à remuneração da disponibilidade de determinados consumidores para reduzir voluntariamente o seu consumo de eletricidade em resposta a uma ordem de redução de potência dada pelo operador da rede de transporte, de forma a dar resposta rápida e eficiente a problemas de correspondência entre oferta e procura de eletricidade. A interruptibilidade, além de flexibilizar a operação do sistema, permite contribuir para a segurança de abastecimento. Este mecanismo é gerido pelo operador de rede e contratualizado com grandes consumidores de energia no mercado livre. 1. Contexto e legislação associada Até 2010, o serviço de interruptibilidade era um mecanismo prestado no âmbito do mercado regulado e com limitada expressão. 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€.
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 246 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 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). Nessa fase, como já se explicitou na secção relativa à garantia de potência, o regulador e a REN consideravam que as necessidades de segurança do sistema estavam garantidas pelas centrais térmicas em CAE e CMEC e pelo efeito dos investimentos nas interligações a Espanha. Com essas necessidades preenchidas do lado da oferta, recorde-se que existia já então um mecanismo de interruptibilidade prestado por grandes consumidores de energia elétrica com contratos no mercado regulado. Na sua audição na CPIPREPE o secretário de Estado Carlos Zorrinho referiu uma motivação de circunstância para o estabelecimento deste adicional ao regime de interruptibilidade, relativo a um aumento de custos com as redes de distribuição que foi repercutido nas tarifas de média tensão: “Houve um reconhecimento por parte do regulador de um sobrecusto nas redes de distribuição de 70 milhões, sobrecusto esse que não estava previsto. Portanto, havia aqui um problema, que era um aumento complexo na fatura energética das empresas, e isso [o subsídio às empresas no âmbito da interruptibilidade]também ajudou a resolver”. Essa circunstância, ainda segundo Carlos Zorrinho, terá vindo juntar-se a uma segunda motivação, reforçada pelo ministro Vieira da Silva:“Lembro-me de, na altura, ter contactado várias empresas que tinham, de facto, problemas com a distribuição e a qualidade dessa distribuição, com os chamados «microcortes» e a oscilação da potência elétrica em atividades fortemente sensíveis, e que encararam isto como uma oportunidade de diminuir esses riscos e serem compensadas por isso mesmo”. Audição de Vieira da Silva, Ministro da Economia, 2009-2011 “Pergunta-me: «todos fizeram esse investimento?». Não sei, saí antes de o poder verificar e sinto que, em Portugal, os mecanismos de verificação são pouco robustos”. Audição de Carlos Zorrinho, Secretário de Estado da Energia, 2009-2011
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 254 publicava 3,5... estava a cumprir com a lei, não estava a cumprir com o acordo, mas estava a cumprir com a lei. Uma coisa é a lei, outra coisa é a portaria, outra coisa são as expectativas — repito — legítimas do produtor. É tão legítima como uma promessa que o Governo faz ao cidadão de que vai baixar a luz. É uma promessa legítima, é um acordo mas não é um contrato. O pedido de parecer à ERSE é um pedido naquilo que é o circuito legislativo. Portanto, era interpretação minha e dos meus juristas que a generalidade dos diplomas sobre o setor elétrico, neste caso tinham de ir pedir parecer à ERSE, especialmente aqueles sobre este tipo de temas. E, portanto, eu não podia fazer um diploma sem ouvir a ERSE”. (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). Esta diferença está relacionada com atualizações de algumas rubricas, consequência de consideração de mais informação, e com o facto.de as primeiras estarem descontadas e de as segundas serem somas diretas.
5 DE JUNHO DE 2019 255 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. 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 85-A/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€, embora tal desiderato não seja consensual. 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.
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 256 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 259 Coeficiente do driver Coeficiente do evento CESEβGN = 0,982 βCESE = 6,551p-value: 0[significância estatística]p-value: 0[significância estatística]Qualidade do ajustamentoAutocorrelaçãoHomoscedasticidadeCoeficientes de regressãoR2 ajustado=0,977Estatisticamente não existem indícios de presença de autocorrelação (dependência) nos resíduosTeste de White: rejeição de existência de não heteroscedasticidade na regressão Coeficiente do driver Coeficiente do evento CESEβhid = 149,44 βCESE = 19,872p-value: 0[significância estatística]p-value: 0[significância estatística]Qualidade do ajustamentoAutocorrelaçãoHomoscedasticidadeR2 ajustado=0,876Estatisticamente não existem indícios de presença de autocorrelação (dependência) nos resíduosTeste de White: rejeição de existência de não heteroscedasticidade na regressãoCoeficientes de regressãoNo cenário alisado estes valores já estão incorporados nas ofertas e, consequentemente, na simulação, não podendo ser incluídos outra vez. Todavia o que a ERSE não faz é explicitar o valor desta parcela, que diz já incluída em P_liq, no referencial de preço de mercado, no entanto dá uma pista, referindo que “os agentes portugueses já repercutiram nas ofertas em mercado o valor dos pagamentos da CESE, pelo que o seu efeito no preço de mercado já se encontra incorporado na análise efetuada no estudo”. “Em outubro de 2017, quem me sucedeu resolveu alterar isso e fazer as contas de outra maneira — anulou os 6,5, publicou os 4,7 e, depois, deixou de deduzir (...). O efeito líquido não sei qual é, mas não é todo dedução (...). Mas o saldo só é positivo por causa de uma coisa: anulou-se a dedução para trás e cobrou-se 6,5 para trás, retroativamente, o que, do ponto de vista jurídico, não vou comentar. (...) para trás não pode deduzir-se e cobram-se os 6,5; para a frente é todo um mundo novo e passa a cobrar-se os 4,7, também sem deduzir. Hoje em dia está a cobrar-se zero (...).” (Artur Trindade) Artur Trindade reforça ainda a sua tese de que a medida é correta, recusando que se trate de uma repercussão e lamentando a atuação do seu sucessor: “Não é repercutir, mas sim cobrar, cobrar pelo valor líquido. Diria até de outra forma: se não deduzisse esse valor da CESE e da tarifa social, no fundo, as empresas estariam a pagar duas vezes. O que se faz com esta medida é pôr as empresas a pagar a CESE e a tarifa social duas vezes, o que é mais um argumento para lhes dar capital de queixa e para poder até permitir-lhes que ganhassem, noutras arenas, ações contra o Estado”. Assim, em 2016 e 2017, a CESE e tarifa social foram consideradas explicitamente no cálculo do Clawback, até em 2017 ser emitido um novo Despacho n.o 9371/2017, declarando a nulidade parcial do 11566-A/2015, de modo a que os valores que tinham sido repercutidos em 2016 e 2017 na tarifa pudessem ser recuperados pelo SEN (cerca de 100 M€).
5 DE JUNHO DE 2019 263 "Dois (pacotes) muito orientados para a eliminação da dívida e do défice tarifário e o terceiro (que apresentei no final da 12.a avaliação da troika, em final de abril) muito orientado para as questões sociais e para a competitividade das empresas. No total estamos a falar de cortes no setor energético de 4,4 mil milhões de euros, até 2020". Nesta comissão foram vários os números dados para o impacto destes pacotes pelos seus principais responsáveis: 2100M€ do primeiro pacote, 1500 M€ do segundo pacote, 300M€ do terceiro pacote. No total, cerca de 3000-3400M€ no setor elétrico e a 4000-4400M€ no total do setor da energia. O Ministro Jorge Moreira da Silva concluiu na sua audição que só com os dois primeiros pacotes as poupanças no setor da eletricidade atingiriam 3200 M€. Em resposta à CPIPREPE, a ERSE atualizou o somatório dos impactos efetivamente verificados no SEN a partir das medidas do governo PSD/CDS. Esses impactos são de dois tipos: ● Cortes de custos (garantia de potência, remuneração dos terrenos do domínio público hídrico, redução da taxa dos CMEC, tarifa social e cogeração) ● Contribuições para o SEN (receitas das licenças de CO2, CESE e utilização do DPH, contribuição dos produtores eólicos e “clawback”). O documento distingue ainda entre valores previsionais (estimativas de receita a incluir na tarifa) e valores reais (valores de pagamentos já efetivados, aos quais se reporta o seguinte gráfico. 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 1076 M€ 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 1800M€ negativos para a EDP.
II SÉRIE-B — NÚMERO 50 264 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€. No entanto, alguns destes impactos não se esgotam em 2020, sendo ilustrativa deste entendimento a redução dos CMEC que perdurará até 2027. EDP: impacto das medidas de sustentabilidade do SEN vs lucros anuais  (Fonte: ERSE e EDP) De ressalvar, porém, que na análise aqui citada, a ERSE indica que algumas das medidas que afetam a EDP não foram contabilizadas, uma vez que a ERSE não dispõe de informação de como “repartir” esse efeito. Como tal, as estimativas são um minorante, pois há cortes em relação aos quais a falta de informação precisa determina a sua consideração como zero. Por exemplo, no que respeita à cogeração, a EDP também é afetada, não se sabe se 2% ou se 8%, mas a falta de informação determina a consideração de 0% deste corte. Assim, o impacto de conjunto destas medidas – pelo menos 414M€ negativos no período 2013-2017 – compara com lucros de 5552 M€, representando no mínimo 7% dos seus resultados. Conclusões 1. No contexto da aplicação do Memorando de Entendimento com a troika teve lugar um comprovado esforço do governo então em funções para identificação e quantificação de rendas excessivas pagas aos produtores de eletricidade em Portugal. 2. No entanto, a prioridade dada pelo governo à medida do Memorando que previa a privatização da EDP inibiu a aplicação do modelo de equilíbrio do SEN que o governo produziu no início do seu mandato. 3. As medidas corretivas tomadas após a privatização, entre 2012 e 2014, sendo significativas, não corresponderam integralmente ao previsto no Memorando. Na CPIPREPE foi reconhecido pelos membros do governo de então que a concretização da privatização condicionou o perfil das medidas adotadas. 4. O impacto das medidas adotadas verificado pela ERSE (e projetado até 2020) está, por enquanto, aquém do objetivo dos seus autores, anunciado no momento das suas decisões. Quanto ao efeito no conjunto do setor elétrico, os 2048 M€ positivos para o SEN, já considerados até 2020 correspondem a 60 a 68% do previsto pelo governo de então; quanto ao impacto das medidas sobre a EDP, os 718 milhões de euros negativos para a EDP (mínimo verificado + projetado até 2020) perfazem, em termos projetados a 2020, 40%
5 DE JUNHO DE 2019 265 da previsão do governo. Uma parte relevante destas medidas continuarão a produzir efeitos após 2020. 5. A medida do clawback tem como objetivo promover o equilíbrio concorrencial no mercado grossista de eletricidade. O seu funcionamento não deve perverter princípios expressos da lei portuguesa, incluindo o princípio da não existência de dupla tributação. Recomendação Deve ser conciliado o princípio da não elegibilidade dos custos com a tarifa social e com a CESE para efeitos da aplicação do mecanismo de clawback, com o princípio da não existência de dupla tributação. Capítulo 10 Serviços de Sistema Os serviços de sistema referem-se a um conjunto de mecanismos dedicados a manter e assegurar o equilíbrio instantâneo entre a procura e a oferta de eletricidade, garantindo a segurança e fiabilidade da operação do sistema elétrico nacional. Os serviços de sistema incluem: ● banda de regulação secundária: consiste no estabelecimento de um intervalo de variação da potência do grupo gerador em torno do ponto de funcionamento em que se encontra em cada instante e no acréscimo ou decréscimo do fornecimento de energia, conforme solicitado pelo gestor do sistema; constitui um custo fixo de operação do sistema, pelo que é paga por todo o consumo; ● energia de reserva de regulação: visa a restituição da regulação secundária utilizada, a resposta a uma perda máxima de produção pré-definida e a cobertura do consumo sempre que existam diferenças significativas entre os valores previstos e os resultantes dos mercados de produção; é paga pelos agentes de mercado que incorrerem em desvios nessa hora; ● energia de resolução de restrições técnicas: define-se por qualquer circunstância ou incidência 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 telerregular (correspondente ao serviço de sistema de banda de regulação secundária), essencialmente com centrais hídricas e de ciclo combinado (gás),