II SÉRIE-B — NÚMERO 50 208 natureza desta matéria aconselha a que venha a ser adotada legislação específica que regule a eventual revisão dos bens das centrais a operar no âmbito do Sistema Elétrico de Serviço Público vinculado ao abrigo do citado diploma”. (carta do presidente da ERSE, Vítor Santos, ao diretor geral de Energia, Miguel Barreto, 6 junho de 2007) Conclusões  Quanto a Sines, foi cumprido o quadro legal que data de 2006 mais especificamente no Decreto-Lei n.o 172/2006 e que enquadra as licenças de produção em regime ordinário, sendo esta não sujeitas a prazo de duração.  A possibilidade de prorrogação da operação da central de Sines para além do prazo do CAE (2017) estava prevista nos CAE de 1996 e tal veio a concretizar-se em 2007, com a cessação antecipada daqueles contratos. A legislação de 1995 (Decreto-Lei n.o 182/95) previa que as licenças de centrais a operar no sistema não vinculado não fosse objeto de qualquer prazo e a legislação de 2006 manteve esse entendimento, pelo que a passagem das centrais para o mercado implicou a atribuição de licenças sem prazo, inexistindo enquadramento legal para qualquer forma de compensação ao SEN.  Sines, bem como as restantes centrais, ao passar para um regime de mercado, foi forçada a deixar a sua licença vinculada que vinha da legislação de 1995 e a passar a operar sob licença não vinculada sem prazo, de outro modo seria impossível continuar a sua operação.  No caso de Sines, os seus responsáveis e não só, asseguraram que a EDP suportará os custos de desmantelamento e ambientais. A EDP já está a pagar o valor do ISP e adicionamento de CO2 sobre a utilização de carvão.  A legislação não previu em momento algum o pagamento de qualquer tipo de compensação a não ser que a EDP passasse a assegurar os custos com o desmantelamento e ambientais da Central, como foi possível constatar por diversos responsáveis, incluindo das empresas.  A ERSE elaborou um estudo sobre o valor da prorrogação da central de Sines por oito anos (até 2025) concluindo que seria de 951 milhões de euros. No entanto, o estudo em causa não foi sujeito a discussão nem a confirmação dos pressupostos utilizados, já desatualizados e não confirmados.  Mais, a Comissão Europeia avaliou o mecanismo de CMEC, quer na sua génese quer depois estando já ele implementado, produzindo a sua última decisão em 2017.  Em caso algum a Comissão Europeia registou qualquer tipo de ilegitimidade, seja no caso da continuação da exploração seja no tema dos investimentos ambientais. Recomendações Uma vez que existe a dúvida sobre a responsabilidade pelo desmantelamento das centrais de Sines e do PEGO e que os responsáveis por ambas as centrais assumiram que este custo deveria ser assumido pelas empresas detentoras das centrais, sugere-se legislar, ou contratualizar no sentido de assegurar que os custos de desmantelamento das centrais de Sines e do Pego sejam assegurados pela EDP e pela Tejo Energia respetivamente Continuar a eliminar progressivamente às isenções do ISP para as centrais a Carvão não abrangidas pelos CAE e aplicar essa receita à redução da dívida tarifária do SEN. Capítulo 4 Remuneração dos terrenos da REN e extensão do prazo de concessão da RNT 1. Contexto e legislação associada Os ativos que hoje constituem a RNT fizeram parte da EDP até à separação entre a REN e a EDP no ano 2000. Nesse contexto, ficaram entregues em concessão à REN da rede de transporte de eletricidade, a gestão