II SÉRIE-B — NÚMERO 50 124 enquadramento legislativo e contratual, 285M€ relativos à não realização de testes de verificação de disponibilidade. Àquele montante acresce, como valor recuperável, os 140 M€ de dano ao SEN entre 2009 e 2014 no mercado de serviço de sistemas, bem como 102 M€ (até 2027) por efeito da revisão da taxa de juro dos CMEC no cálculo do ajustamento final. 5. A Tejo Energia, nos termos do CAE, terá de negociar o quadro económico de uma eventual extensão da operação da central do Pego para além do prazo do contrato (2021). No entanto, no caso da central de Sines, o Decreto-Lei n.o 240/2004 possibilitou a prorrogação da sua operação para além do prazo do CAE (2017) sem prever qualquer forma de compensação ao SEN. No cenário base usado pela ERSE, a prorrogação da central de Sines por oito anos (até 2025) sem correspondência económica no SEN, ainda que legalmente enquadrada, é geradora de uma vantagem para a EDP de 951 milhões de euros. 6. A remuneração da REN pela detenção de terrenos do domínio público cria uma rentabilidade de ativos estatais para valorizar a empresa no contexto da sua privatização e, mais tarde, da sua natureza 100% privada. Desde 2006, as rendas pagas à REN por terrenos do domínio público somaram custos tarifários de 330 milhões de euros, dos quais 80 milhões correspondem a remuneração que a ERSE sempre contestou. 7. Os acionistas da REN (Estado e acionistas privados) beneficiaram em 2007 de uma extensão gratuita do prazo de concessão da RNT, por sete anos adicionais e sem qualquer contrapartida conhecida, em vésperas da privatização parcial da empresa naquele ano. O valor económico deste benefício não está determinado, podendo, no caso do Estado, ter-se refletido na receita da subsequente privatização e sendo, no caso da EDP, acumulado como mais-valia. 8. A produção eólica, muito preponderante no contexto da produção renovável em Portugal, regista no nosso país uma rentabilidade mais elevada do que em países comparáveis. Os fatores explicativos dessa elevada rentabilidade são a) a manutenção de níveis de remuneração próprios de investimento em fase precoce do amadurecimento das respetivas tecnologias, fruto da opção por uma abertura pioneira à transição para as energias limpas, com múltiplos benefícios para o país; b) a existência de ganhos de eficiência tecnológica obtidos pela demora entre o momento da definição da remuneração garantida e a construção das centrais. A quantificação desse excesso de rentabilidade do setor (ou de determinados segmentos do setor) face aos níveis de outros países não pôde ser quantificado rigorosamente pela CPIPREPE. 9. A EDP, enquanto Comercializador de Último Recurso, é a entidade financiadora da dívida tarifária. Nesse sentido, a partir de 2011, legislou-se no sentido de refletir o custo de financiamento da EDP na taxa de juro da dívida tarifária, sem todavia salvaguardar a possibilidade de intervenção da tutela em decisões de gestão desta dívida regulada. Assim, o SEN acompanhou o custo de financiamento da EDP nos momentos de maior adversidade nos mercados financeiros sem que, perante uma evolução positiva dos mercados, assegurasse para si parte dos proveitos da titularização dessa dívida. A pertinência dessa partilha de ganhos foi contrariada na CPIPREPE por dois titulares da pasta da Energia, Artur Trindade e João Galamba. As mais-valias geradas nas operações de titularização decididas pela EDP foram integralmente absorvidas pela empresa, gerando 198 milhões de euros de lucros entre 2008 e 2017. 10. O mecanismo de garantia de potência foi concebido no contexto da instalação do MIBEL, compatibilizando os sistemas elétricos português e espanhol. Foi criado no quadro de uma estratégia que incluiu a instituição, em simultâneo, da tarifa social. A garantia de potência não correspondeu, no momento da sua criação e até hoje, a um diagnóstico técnico de necessidade de maior segurança de abastecimento. Das suas duas componentes, o incentivo à disponibilidade (101 milhões de euros entre 2010 e 2018) foi objeto de recente suspensão; o incentivo ao investimento (52 milhões de euros entre 2010 e 2018) mantém-se em pagamento. 11. O serviço de interruptibilidade remunera unidades industriais consumidoras de eletricidade em alta e muito alta tensão pela sua disponibilidade para responder prontamente a necessidades do sistema, interrompendo o seu consumo. Desde 2010, ano em que foi incrementado, o sistema nunca foi usado e só recentemente foram implementados os testes à prontidão previstos, o que levou à eliminação de um conjunto de prestadores. Desde 2010, a remuneração do serviço de interruptibilidade custou aos consumidores 727 milhões de euros. 12. Na aplicação do Memorando de Entendimento, a partir de 2011, o governo priorizou a privatização da EDP em relação à aplicação das medidas corretivas das rendas excessivas igualmente impostas no Memorando. Até 2020, projetando a partir do executado até 2017 (contabilizada pela ERSE), essas medidas