II SÉRIE-B — NÚMERO 50 52 João Peças Lopes, que presidiu ao concurso para atribuição das licenças eólicas em 2005, reconhece que na primeira década do século XXI as diferenças tecnológicas dos aerogeradores são muito significativas e que, de facto, os concursos poderiam ajustar as tarifas feed-in aos ganhos tecnológicos para os novos entrantes: «Um gerador eólico em 2005, 2006, de 1MW custaria 1 400 000 € e teria uma produtibilidade na casa das 2400 horas, num bom sítio, num sítio razoável. Hoje, esse mesmo aerogerador, e até com requisitos técnicos adicionais, custa 800 ou 900 mil euros, e tem uma produtibilidade superior às 3000 horas. (...) O que poderia ter sido feito era termos tido uma revisão das tarifas, mas, deixe-me dizer, para os novos entrantes. Ter uma revisão dos mecanismos de tarifa feed-in para os novos entrantes, porque, à medida que o processo tecnológico foi evoluindo, naturalmente que os preços de investimento baixaram. Essa, sim, é a lição que podemos tirar do passado. E devíamos tê-lo feito, ou seja, devíamos ter introduzido naquelas fórmulas horríveis um mecanismozinho para ajuste da remuneração, mas, continuo a dizê-lo, para os novos entrantes, não para aqueles que já estão.» (Audição João Peças Lopes) Aníbal Fernandes, ex-presidente do consórcio da ENEOP, acredita que os atrasos na exploração não constituem manobra de especulação por parte dos promotores e defende que, por estes terem contratos assinados e responsabilidades a cumprir com a banca, é do seu interesse que a exploração entre em funcionamento o mais cedo possível: «Não há nenhum promotor eólico que tenha — só de for, de facto, masoquista — interesse em dilatar os seus prazos de execução. (...) Ele fez o plano de negócios, na altura, com o banco, isto foi aprovado pelo banco e não por conselho de administração. Isto foi um project finance. Estas coisas não são feitas em cima do joelho! Os bancos olham para o plano de negócios e dizem se dão o dinheiro ou não — 80% do dinheiro dos parques eólicos foi financiado em project finance, em alguns até mais, com 85%!»(Audição Aníbal Fernandes) António Sá da Costa, presidente da APREN, também desvaloriza os ganhos com o atraso da entrada em exploração e argumenta que o valor dos investimentos, contratualizado no momento dos concursos, não pode ser alterado. Contudo, reconhece que, para o mesmo valor de investimento, há um ganho na rentabilidade pela via do aumento da produção com a incorporação de tecnologia mais avançada (cuja disponibilidade pode ser consequência do atraso da entrada em operação), realça que as tarifas feed-in só se aplicam até a um limite máximo de energia: «A rentabilidade vai aumentando? Vai. Mas como eu disse há bocadinho, e é preciso ter isso presente, a tarifa é garantida por uma quantidade de energia elétrica. Portanto, se a máquina produz mais... Tem é menos tempo de tarifa garantida, porque a tarifa só é apoiada para os primeiros 33 GWh por megawatt instalado. Se a máquina tem 2200 horas, é 15 anos; se a máquina tem 3300 horas, só tem o apoio durante 10 anos. É preciso ter isto em consideração». (Audição António Sá da Costa) As afirmações de António Sá da Costa não refutam as opiniões da AdC, da ERSE e de Peças Lopes. Ao atingirem mais cedo o limite de 33 GWh produzidos por megawatt instalado, terminando a FIT original, as centrais não cessam de existir. Seja sob o regime previsto no Decreto-Lei n.o 33-A/2005, seja no oferecido pelo Decreto-Lei n.o 35/2013 (analisado no capítulo 11 deste relatório), as centrais eólicas continuam a beneficiar de garantias de preço por um período adicional de 5 a 7 anos, o que, considerando a fase da sua amortização nesse momento, assegura a sua rentabilidade. Conclusões 1. O crescimento da PRE, nomeadamente através de mecanismos de tarifa garantida, deveu-se à necessidade de, por objetivos ambientais e de independência energética, incentivar o investimento em