II SÉRIE-B — NÚMERO 50 212 Conclusões  Os consumidores de eletricidade pagaram cerca de 330 milhões de euros à REN, a título de custo de interesse económico geral, para remunerar a posse pela empresa de terrenos do domínio público  A necessidade de remunerar estes terrenos está relacionada com os termos do negócio de aquisição por parte do Estado de 70% do capital da REN à EDP.  No contexto da desintegração vertical do Grupo EDP, a REN pública adquire o estatuto de concessionária dos terrenos do domínio público hídrico;  Como sempre assinalou a ERSE, não haveria justificação para a remuneração da REN pela detenção deste ativo público para além do valor da sua amortização.  A constante alteração dos critérios e níveis desta remuneração conduziu a grandes oscilações ao longo dos anos, tendo chegado a registar valores negativos, o que levou a grande instabilidade e falha nas estimativas dos impactos tarifários.  Na atual situação, a alteração em 2014 da definição legal do objetivo deste custo de interesse económico geral (CIEG) – que deixou de ser simples remuneração do ativo para passar a constituir estímulo à sua gestão eficiente –, não modifica a opção de fundo: remunerar a concessionária dos terrenos do domínio público hídrico pela posse desses terrenos, mantendo nas tarifas um CIEG sem legitimidade: os consumidores pagam a um operador 100% privado pela detenção nos seus ativos de um ativo do domínio público.  A REN beneficiou de uma extensão gratuita do prazo de concessão da RNT, por sete anos adicionais, em vésperas da sua privatização parcial em 2007, não se encontrando apurado o valor económico deste benefício, mas sendo certo que este é quantificável e que o Orçamento do Estado beneficiou do mesmo, através do valor arrecadado pela privatização. Recomendação Apurar o valor económico da extensão gratuita do prazo de concessão da REN. Capítulo 5 Remuneração da Produção em Regime Especial IntroduçãoNo âmbito da adoção de políticas destinadas a incentivar a produção de eletricidade através da utilização de recursos endógenos renováveis ou de tecnologias de produção combinada de calor e eletricidade, foi criada a Produção em Regime Especial (PRE). A partir de 2001, a União Europeia reconheceu a necessidade de apoio ao desenvolvimento da produção de energia de fonte renovável. Esta orientação foi seguida por Portugal, conduzindo à previsão legal de regimes de remuneração garantida, entre eles o das feed in tariffs (FIT), concedidos à produção de energia proveniente, entre outras, de fontes eólica, biomassa e fotovoltaica. A tarifa feed-in incorpora todos os custos evitados por montantes equivalentes de instalação de potência em energias convencionais, custos de investimento, operacionais, ambientais e de perdas na rede. Acresce que a energia produzida por estas centrais entra na rede de transporte e distribuição antes de todas as outras, isto é, as suas vendas estão garantidas ao valor da FIT. Hoje, Portugal tem cerca de 8,1 MVA de potência instalada em regime de PRE (ver tabela seguinte). A energia eólica é dominante neste regime, representando cerca de 70% de toda a PRE.