5 DE JUNHO DE 2019 47 2. No contexto da desintegração vertical do Grupo EDP, a REN pública adquire o estatuto de concessionária dos terrenos do domínio público hídrico. 3. Como sempre assinalou a ERSE, não haveria justificação para a remuneração da REN – empresa 100% estatal – pela detenção deste ativo público. A introdução desta remuneração teve como única justificação a valorização da REN na perspetiva da privatização parcial da empresa, que teve lugar em 2007. 4. 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. 5. 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. 6. Os acionistas da REN (Estado e EDP privada) 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. Recomendações 1. Eliminação da remuneração do ativo líquido dos terrenos estabelecida pela Portaria n.o 301-A/2013. 2. Apurar o valor económico da extensão gratuita do prazo de concessão da REN. Capítulo 4 Remuneração da Produção em Regime Especial 1. Introdução No 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. Esta dupla proteção e aquele diferencial entre preço de mercado e tarifa subsidiada originam custos suportados pelo sistema energético e pelos consumidores que não são visíveis na taxa de remuneração do investimento realizado pelos produtores de renováveis. 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. Fonte Potência Instalada (MVA) Biogás 77.24 Biomassa 150.28