COMUNICAÇÃO DA COMISSÃO

Orientações sobre a partilha de custos-benefícios em projetos de cooperação transfronteiriça no domínio das energias renováveis

(2022/C 495/01)

ÍNDICE

1 Introdução 2

2 Elementos de conceção da cooperação e opções de financiamento 5

3 Partilha de custos e benefícios assente na análise de custo-benefício 8

4 Abordagens de partilha de custos e benefícios 9

Princípios da partilha de custos e benefícios 10

Aplicação prática da partilha de custos e benefícios 12

Exemplos de cooperação 15

5 Resumo das recomendações para a análise de custo-benefício e a partilha dos custos e benefícios 18

6 Modelo de acordo intergovernamental 20

7 Anexo 22

1 INTRODUÇÃO

As presentes orientações destinam-se a apoiar os Estados-Membros que pretendam participar em projetos de cooperação transfronteiriça no domínio da produção de energias renováveis a encontrar uma solução mutuamente vantajosa para a partilha dos custos e benefícios conexos. Descrevem opções conceptuais para a partilha de custos e benefícios em projetos de cooperação transfronteiriça no domínio das energias renováveis e apresentam recomendações e boas práticas, proporcionando simultaneamente flexibilidade aos Estados-Membros (1). As orientações podem ser aplicadas no âmbito da janela para projetos transfronteiriços no domínio das energias renováveis do Mecanismo Interligar a Europa (MIE), bem como em projetos no domínio das fontes de energia renováveis (FER) que utilizem mecanismos de cooperação de um modo mais geral. São pertinentes para projetos de produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis, bem como de calor renovável e gás renovável.

Quadro jurídico

A Diretiva (UE) 2018/2001 revista relativa à promoção da utilização de energia de fontes renováveis (a seguir designada por «diretiva») estabelece um quadro jurídico para o desenvolvimento das energias renováveis na União Europeia. Conforme estabelecido no artigo 3.o, n.o 1, da diretiva, os Estados-Membros devem cumprir coletivamente a meta global vinculativa da União para a quota de energia de fontes renováveis no consumo final bruto de energia da União em 2030. Esta meta coletiva é alcançada através dos contributos nacionais a fixar pelos Estados-Membros como parte dos seus planos nacionais integrados em matéria de energia e clima (PNEC). A diretiva reconhece igualmente a dimensão transfronteiriça da utilização de fontes de energia renováveis e incentiva os Estados-Membros a cooperarem a este respeito, recorrendo, nomeadamente, aos mecanismos de cooperação disponíveis, como transferências estatísticas, projetos conjuntos entre Estados-Membros, projetos conjuntos entre Estados-Membros e países terceiros ou regimes de apoio conjuntos (2).

No âmbito do quadro financeiro plurianual 2021-2027, o MIE Energia foi complementado com um instrumento destinado a apoiar a implantação de projetos transfronteiriços no domínio das energias renováveis. O conceito de «projeto transfronteiriço no domínio das energias renováveis», tal como definido no Regulamento MIE (3), baseia-se nos mecanismos de cooperação estabelecidos ao abrigo da diretiva.

Motivos para a cooperação

A cooperação transfronteiriça pode facilitar o cumprimento da meta da União e a concretização dos contributos nacionais de uma forma mais eficiente em termos de custos através da expansão da reserva de projetos, proporcionando simultaneamente maior flexibilidade aos Estados-Membros no cumprimento das suas metas. Além disso, as regiões transfronteiriças desempenham um papel importante na qualidade de «laboratórios de integração europeia» (4). Uma vez que os Estados-Membros dispõem de recursos geográficos e naturais diferentes para explorar as energias renováveis, os custos de produção variam consideravelmente de país para país. Um Estado-Membro (o «país de acolhimento») que produza um excedente de energias renováveis, ou seja, mais do que é necessário para cumprir o seu próprio contributo, pode optar por cooperar com outro Estado-Membro (o «país contribuinte») que esteja disposto a cofinanciar o projeto. Ambos beneficiarão dessa cooperação. O país de acolhimento adquirirá financiamento adicional e benefícios não monetários ligados à construção e ao funcionamento da nova instalação (por exemplo, reforço da segurança do aprovisionamento, criação de postos de trabalho, repercussões positivas do aumento da inovação), enquanto o país contribuinte adquirirá benefícios ao alcançar a sua meta de forma mais eficiente em termos de custos do que a nível interno. Os mecanismos de cooperação contribuem igualmente para a partilha de boas práticas, o alinhamento dos quadros regulamentares e a simplificação dos procedimentos administrativos nos Estados-Membros.

Os motivos para optar pela cooperação em matéria de energias renováveis variam de projeto para projeto. As razões mais habituais para a cooperação incluem o cumprimento das metas de forma mais económica, o aumento da implantação de energias renováveis, o contributo para a melhoria das infraestruturas, o reforço da segurança energética, a melhoria da aceitação pública de uma determinada tecnologia, o ensaio (conjunto) de tecnologias inovadoras ou de soluções de infraestrutura, bem como a promoção da integração das energias renováveis no mercado a fim de reforçar o mercado interno da energia da UE.

Além disso, os valores de mercado para as energias renováveis podem variar substancialmente entre Estados-Membros, em função, nomeadamente, dos diferentes cabazes de produção, das capacidades existentes das instalações e das capacidades de interligação e de transporte da rede interna. Ao cooperarem entre si, os Estados-Membros com valores de mercado mais baixos podem aceder a projetos com valores de mercado mais elevados do que os seus, o que reduz os pagamentos de apoio.

A cooperação poderá ser feita entre dois ou vários países/regiões ou territórios transfronteiriços (5), sendo que a complexidade e os requisitos de coordenação normalmente aumentam com o número de intervenientes.

Exemplo de cooperação transfronteiriça: abertura mútua de leilões entre a Alemanha e a Dinamarca (6) Em 2016, a Alemanha e a Dinamarca implementaram dois leilões de instalações fotovoltaicas (FV) transfronteiriços abertos à participação de projetos localizados no outro país. A abertura mútua de leilões assentou num acordo de cooperação negociado bilateralmente. Cada um dos leilões públicos baseou-se no sistema de apoio à energia fotovoltaica em vigor no respetivo país. O acordo de cooperação incluía também disposições relativas às restrições locais, ao intercâmbio de dados e ao contributo para as metas em matéria de energias renováveis. No que diz respeito à partilha dos custos, o país que realiza o leilão efetua os pagamentos de apoio a todas as centrais adjudicadas e recebe todas as estatísticas de FER, não estando incluídos custos ou benefícios adicionais. Os leilões transfronteiriços conduziram à localização de todos os projetos bem-sucedidos na Dinamarca. O leilão público alemão atingiu preços de adjudicação significativamente inferiores aos anteriores leilões nacionais alemães. Na Dinamarca, não foram realizados leilões nacionais no mesmo período. Nenhum projeto alemão participou no leilão dinamarquês, devido, nomeadamente, à baixa capacidade máxima prevista para os projetos localizados na Alemanha (apenas 2,4 MW de um volume total a leilão de 20 MW), à realização de um leilão nacional na Alemanha apenas alguns dias mais tarde, aos custos de transação relacionados com a compreensão do sistema de leilões dinamarquês, bem como ao prémio fixo utilizado na Dinamarca, que expunha os operadores das centrais a riscos a longo prazo em matéria de preços da eletricidade. Para os projetos localizados na Dinamarca, a participação no leilão alemão foi atrativa, uma vez que não se realizaram leilões nacionais para instalações fotovoltaicas em 2016. Os motivos que levaram a propostas mais competitivas por parte da Dinamarca não são claros, mas incluem provavelmente melhores recursos fotovoltaicos nos locais que participaram nos leilões, a oportunidade de construir centrais fotovoltaicas em terrenos agrícolas (excluídos na Alemanha), bem como a falta de opções alternativas para receber apoio interno e, por conseguinte, ofertas mais agressivas. A abertura mútua de leilões demonstrou que as abordagens colaborativas entre os Estados-Membros podem gerar ganhos de eficiência em comparação com os leilões nacionais. Também deixam claro que os regimes de apoio nacionais e os calendários de leilões devem ser tidos em conta aquando da calendarização e da conceção do acordo de cooperação. Além do mais, os países devem igualmente ter em conta os acordos de mercado e outros fatores que influenciam os custos dos projetos, a fim de evitar surpresas no que diz respeito à distribuição de prémios entre países. Exemplo de cooperação transfronteiriça: regime comum de certificação entre a Suécia e a Noruega Em 2012, o regime transfronteiriço de apoio à eletricidade verde entre a Suécia e a Noruega tornou-se operacional com o objetivo de impulsionar o crescimento das energias renováveis em ambos os países. Até à data, trata-se do único regime de apoio conjunto realizado ao abrigo dos mecanismos de cooperação previstos na Diretiva Energias Renováveis (DER). A entrada em funcionamento do regime foi precedida de uma longa fase de negociações entre os dois países, tendo-se revelado particularmente difícil chegar a acordo sobre uma partilha adequada dos custos e benefícios. Um acordo político sobre a repartição equitativa dos encargos abriu caminho ao acordo final. O regime beneficiou da longa experiência da Suécia na exploração de um mercado nacional de certificados comparável. O regime é um instrumento de mercado que recompensa as instalações de produção de energias renováveis em ambos os países ao atribuir um certificado verde por cada MWh de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis, que pode então ser comercializada num mercado. Os fornecedores de eletricidade suecos e noruegueses (bem como alguns utilizadores finais) têm a obrigação de adquirir certificados proporcionais a uma percentagem da sua produção/consumo de eletricidade. Dado o êxito do regime na consecução (ou mesmo superação) da meta de desenvolvimento de fontes de energia renováveis, principalmente eólica e hidroelétrica, o sistema foi encerrado a novos participantes em janeiro de 2022. Embora as principais características do regime fossem as mesmas em ambos os países e a Suécia e a Noruega trabalhassem para alcançar um objetivo de produção comum expresso em TWh, também mantiveram uma certa flexibilidade no que diz respeito aos parâmetros do regime. Não existe uma autoridade conjunta responsável pela execução e pelo acompanhamento, mas cada país nomeou uma entidade nacional, o que demonstrou que pode ser útil reconhecer a necessidade de flexibilidade na conceção de um regime conjunto. Além do mais, o potencial relativamente semelhante para as energias renováveis, bem como estruturas de custos comparáveis, facilitaram o acordo sobre as principais características do regime. O mesmo se aplica às negociações sobre a partilha de custos e benefícios, que tendem a ser mais difíceis se os custos e benefícios diferirem significativamente entre os países cooperantes.

Obstáculos à cooperação

Apesar dos benefícios estabelecidos e devidamente investigados da cooperação para alcançar conjuntamente as metas da UE em matéria de energias renováveis, poucos projetos de cooperação que utilizam os mecanismos de cooperação foram efetivamente executados desde 2009 (7) e a utilização dos mecanismos de cooperação permanece baixa. Os dados disponíveis (8) sugerem que persistem obstáculos à utilização dos mecanismos de cooperação, que podem ser de natureza política, técnica, jurídica e regulamentar, ou ainda socioeconómica e ambiental. Os Estados-Membros e outras partes interessadas também comunicam obstáculos administrativos relacionados com as etapas processuais necessárias para planear e executar um projeto de cooperação e obstáculos no que diz respeito à quantificação e partilha dos custos e benefícios. No entanto, os debates entre os Estados-Membros sobre a utilização dos mecanismos de cooperação intensificaram-se nos últimos anos e vários potenciais projetos estão em fase de debate (9). O aumento da pressão para descarbonizar rapidamente, em consonância com o Pacto Ecológico Europeu, o pacote Objetivo 55 e o Plano REPowerEU, exige uma utilização mais frequente dos mecanismos de cooperação.

Âmbito de aplicação

As presentes orientações visam apoiar os Estados-Membros no planeamento, na conceção e na execução de projetos de cooperação transfronteiriça através de mecanismos de cooperação (10). Ao clarificar as opções e os elementos de conceção disponíveis para a partilha de custo e benefícios, visam facilitar a superação deste obstáculo a uma maior utilização dos mecanismos de cooperação.

As anteriores orientações sobre a repartição dos custos e benefícios limitavam-se à metodologia da análise de custo-benefício elaborada pela REORTE para projetos de desenvolvimento de redes, em conformidade com o Regulamento (UE) 2022/869, e nenhuma orientação incidia na partilha dos custos e benefícios dos ativos de produção. Por conseguinte, as presentes orientações têm por objetivo clarificar as opções disponíveis e os graus de liberdade para a análise e partilha dos custos e benefícios aplicáveis às diferentes tecnologias de energias renováveis. Embora visem abranger a cooperação no domínio das energias renováveis de forma geral para todas as tecnologias de energias renováveis, têm em conta aspetos específicos dos projetos no domínio da energia eólica marítima (radial) devido ao facto de essa cooperação ganhar uma importância crescente, ao mesmo tempo que enfrenta desafios técnicos e práticos específicos em matéria de aplicação. Os aspetos da partilha e da análise de custo-benefício dos projetos híbridos ao largo serão amplamente tratados na próxima edição de 2024 das orientações sobre a forma de coordenar a partilha de custos e benefícios por bacia marítima dos projetos de transporte de energia ao largo combinados com projetos de produção de energia a partir de fontes renováveis, bem como sobre a partilha de custos e benefícios dos projetos híbridos individuais (11).

As presentes orientações estão estruturadas do seguinte modo: em primeiro lugar, são delineados os elementos de conceção mais importantes para os regimes de apoio às energias renováveis, com destaque para os aspetos pertinentes para a partilha de custos e benefícios em projetos de cooperação transfronteiriça. Na secção seguinte, descrevem-se as abordagens gerais e os princípios da análise de custo-benefício enquanto instrumento central para avaliar os benefícios societais globais dos projetos de energias renováveis e o pré-requisito para a partilha de custos e benefícios. Em seguida, as orientações fornecem informações sobre a forma de abordar a partilha de custos e benefícios entre as partes cooperantes, descrevendo recomendações, exemplos e boas práticas. A secção 6 apresenta um plano para um acordo de cooperação.

2 ELEMENTOS DE CONCEÇÃO DA COOPERAÇÃO E OPÇÕES DE FINANCIAMENTO

Ao chegarem a acordo sobre um projeto de cooperação, os Estados-Membros terão de harmonizar uma série de aspetos, nomeadamente os principais objetivos e princípios da cooperação, o(s) mecanismo(s) de cooperação que pode(m) ser utilizado(s) para alcançar esses objetivos, bem como o âmbito e as condições da cooperação. No que diz respeito a este último aspeto, os Estados-Membros podem ter de escolher um regime de apoio e terão de chegar a acordo sobre a partilha dos custos e benefícios resultantes do projeto. Diferentes elementos de conceção do(s) mecanismo(s) de cooperação e do regime de apoio (se aplicável) podem conduzir a resultados diferentes em termos de custos e benefícios.

Tal como acima referido, os Estados-Membros poderão querer prosseguir objetivos diferentes ao chegarem a acordo sobre um projeto de cooperação. Em todo o caso, devem assegurar que a cooperação seja mutuamente benéfica e que os custos e benefícios sejam partilhados de uma forma que reflita esse objetivo. A lógica geral é que o Estado-Membro contribuinte contribua para os custos de apoio e, em contrapartida, receba estatísticas de FER. Os objetivos intermédios prosseguidos pelos Estados-Membros podem incluir, por exemplo, a redução dos custos da integração das FER ao transferir a implantação para países com custos de integração do sistema mais baixos. Por outro lado, os Estados-Membros de acolhimento terão igualmente em conta estes custos, bem como em que medida os mesmos se refletem nos pagamentos de apoio, ou seja, se são suportados pelos promotores de projetos de energias renováveis ou se são incorridos por outras partes interessadas, como os operadores da rede de transporte (ORT) ou os consumidores finais. Uma vez que os custos de integração do sistema podem ser significativos, os Estados-Membros de acolhimento poderão incluir uma compensação adequada.

Escolha do mecanismo de cooperação

A escolha do mecanismo de cooperação depende dos objetivos específicos que os Estados-Membros perseguem. De um modo geral, pode afirmar-se que, se o único objetivo for procurar alcançar a meta a curto prazo com custos mais baixos, ou colmatar rapidamente uma lacuna ainda existente em relação à meta com um esforço interno limitado, as transferências estatísticas são a escolha mais adequada, uma vez que apresentam os custos de transação mais baixos e tendem a ser menos complexas. Por outro lado, a transferência estatística não conduz à implantação de capacidade suplementar renovável, a menos que o país vendedor afete as receitas a novos projetos no domínio das energias renováveis.

Também podem ser prosseguidos projetos conjuntos se o objetivo for desenvolver ou testar (novas) tecnologias. Os regimes de apoio conjuntos são o mecanismo de cooperação mais complexo e que implica os custos de transação mais elevados. No entanto, podem melhorar a eficiência em termos de custos e aumentar a estabilidade do mercado a longo prazo, bem como a liquidez. Quanto maior for o volume de cooperação em projetos de eletricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis a realizar ao longo do tempo, mais se justifica a escolha de um mecanismo complexo.

Note-se igualmente que os mecanismos de cooperação não se excluem mutuamente e que os Estados-Membros são livres de combinar mais do que um mecanismo num mesmo acordo. No que diz respeito à partilha de custos e benefícios, é recomendável manter os custos e benefícios rigorosamente separados por projeto e não os adicionar em combinações de projetos.

Escolha da forma de apoio

Embora a implantação das energias renováveis no mercado esteja a aumentar, a mesma continua a basear-se principalmente num regime de apoio, o que também se aplica à cooperação transfronteiriça. Em princípio, os Estados-Membros podem optar entre utilizar o regime de apoio do Estado-Membro de acolhimento, abrir o regime de apoio do Estado-Membro contribuinte ou criar um novo regime de apoio conjunto adaptado. É necessário definir uma série de elementos de conceção para este regime. Note-se igualmente que um regime de apoio não implica necessariamente pagamentos de apoio efetivos, uma vez que estes poderão tornar-se obsoletos numa situação em que existam propostas a preço zero, ou seja, promotores dispostos a avançar com o projeto sem quaisquer subsídios.

A utilização do regime de apoio do país de acolhimento tem a vantagem de assegurar uma integração harmoniosa no contexto regulamentar nacional. Pelo contrário, a escolha do regime de apoio do Estado-Membro contribuinte conduzirá à coexistência de dois regimes em paralelo no Estado-Membro onde a instalação está localizada e poderá estar em desacordo com o seu quadro regulamentar. Por outro lado, a criação de um novo regime de apoio conjunto implica custos de transação mais elevados, mas tem a vantagem de o regime ser adequado à sua finalidade e mais eficiente para planos de cooperação mais vastos. Neste caso, é necessário identificar as instituições nacionais ou regionais que gerem o regime. Os Estados-Membros poderão também escolher o regime do país de acolhimento ou do país contribuinte como ponto de partida, mas chegar a acordo sobre elementos de conceção diferentes para aspetos individuais.

Os seguintes elementos devem ser tidos em conta na definição de um regime de apoio, salientando-se que a configuração exata e as especificidades diferem caso a caso.

Investigação prévia, seleção do local, licenciamento e pré-desenvolvimento

De um modo geral, é possível fazer a distinção entre abordagens centralizadas (lideradas pelo governo) e descentralizadas (lideradas pelo promotor) em matéria de investigação prévia, seleção do local, licenciamento e pré-desenvolvimento. A abordagem centralizada caracteriza-se pelo facto de um Estado ou organismo pertencente ao Estado ser responsável, impulsionar e assumir os custos e os riscos por esses processos (12). Num modelo descentralizado, os locais são selecionados, previamente investigados e pré-desenvolvidos pelos promotores dos projetos numa zona predefinida. Poderá ser necessária uma compensação, dependendo de quem suporta inicialmente os custos de investigação prévia, seleção do local e pré-desenvolvimento.

Regime de repartição dos custos da rede

Os Estados-Membros cooperantes terão igualmente de decidir sobre a interface entre os promotores de energia de fontes renováveis e os ORT no que diz respeito ao regime de rede. No caso da abordagem superficial da repartição dos custos, os promotores de projetos de energias renováveis suportam os custos de ligação ao ponto de ligação adequado mais próximo da rede já existente, geralmente uma subestação, e os ORT suportam os custos de qualquer reforço da rede necessário. As abordagens superficiais de custos constituem a opção menos onerosa para os promotores de projetos (uma vez que os reforços da rede são geralmente suportados pelos ORT/ORD) e permitem uma boa transparência e coerência em termos de custos. No entanto, os projetos poderão sofrer atrasos devido aos reforços necessários por parte dos ORT/ORD para se poder efetuar a ligação.

No caso da abordagem aprofundada da repartição dos custos, os promotores de projetos de energias renováveis têm de suportar todos os custos de ligação, bem como quaisquer outros custos de reforço, devido à integração da nova instalação no sistema. Um grande inconveniente no regime aprofundado de repartição dos custos consiste no facto de os custos de ligação iniciais poderem ser muito elevados e os custos de reforço da rede serem geralmente incertos e difíceis de prever para os promotores (13). No entanto, através desta abordagem, muitas vezes os promotores de projetos não são obrigados a pagar encargos relativos à utilização da rede para os reforços da rede em curso.

Também é possível utilizar formas híbridas. Dependendo da sua especificação exata, os modelos híbridos poderão ter inconvenientes/vantagens em ambos os regimes.

Formas de apoio financeiro

As principais opções para as formas de apoio financeiro são o «apoio operacional» e o «auxílio ao investimento» (inicial ou recorrente, por exemplo anual). As formas mais pertinentes de apoio operacional são os prémios fixos, os prémios variáveis unilaterais e os prémios variáveis bilaterais (contratos por diferenças) (14).

No caso dos prémios fixos, o apoio total não depende dos preços da eletricidade. Além disso, os prémios fixos são mais fáceis de administrar, mas colocam em desvantagem os promotores que suportam riscos potencialmente elevados em termos de receitas de mercado e dão incentivos para produzir também em períodos em que não é necessária uma produção adicional. O risco associado às receitas de mercado a longo prazo pode ser resolvido através de prémios variáveis que, no entanto, podem ser obtidos a expensas da exposição dos custos totais de apoio a preços da eletricidade inferiores ao preço de exercício pago pelos consumidores. No caso do auxílio ao investimento inicial ou anual, as centrais estão, em princípio, expostas a todos os riscos associados às receitas do mercado da eletricidade.

O auxílio ou apoio ao investimento difere do apoio operacional ao fornecer uma parte dos custos de investimento do projeto antes de este entrar efetivamente em funcionamento e começar a produzir. Embora o auxílio ao investimento raramente seja considerado a nível dos Estados-Membros, prevê-se que venha a tornar-se mais relevante no contexto dos mecanismos de financiamento da UE, como a nova linha de financiamento para projetos transfronteiriços ao abrigo do Mecanismo Interligar a Europa (MIE).

Ao decidir sobre a conceção do apoio financeiro, recomenda-se que o debate tenha como ponto de partida os modelos de regimes de apoio existentes nos Estados-Membros envolvidos, desde que pelo menos uma das partes cooperantes disponha de um regime interno para a tecnologia em causa. Caso não exista um regime deste tipo nos Estados cooperantes, a experiência de Estados-Membros que partilhem características e objetivos semelhantes poderá servir de exemplo. Ao decidirem sobre os elementos de conceção, os Estados cooperantes devem esforçar-se por assegurar o funcionamento e a manutenção regulares da nova central, minimizar os custos de apoio necessários ao longo da sua vida útil, limitar o risco de sobrecompensação ou de subcompensação, reduzir os riscos financeiros em geral e ter em conta as implicações do regime de apoio para os consumidores.

Em caso de cooperação transfronteiriça, os Estados-Membros poderão utilizar um prémio variável (unilateral ou bilateral), como contratos por diferenças, os quais proporcionam, nomeadamente, estabilidade de preços, limitando simultaneamente os ganhos excecionais excessivos que podem ser gerados em caso de preços de mercado muito elevados. Importa salientar que, se estiverem em causa dois mercados da eletricidade com dois preços da eletricidade diferentes, tal complica o cálculo dos pagamentos de apoio à(s) entidade(s) reguladora(s) e é provável que aumente os riscos para os investidores em energias renováveis. Esta situação aumenta os custos administrativos e de transação, e poderá exigir indemnizações que não podem ser facilmente estimadas ex ante. Para atenuar estes riscos, o mercado de referência deve ser previamente acordado entre os Estados-Membros. Se esses obstáculos forem superados, os regimes de apoio conjuntos poderão proporcionar montantes de apoio mais eficientes e mais baixos para quaisquer défices de investimento necessário em projetos de energias renováveis do que os regimes de apoio nacionais, reduzindo assim os montantes totais de apoio financiados pelos contribuintes de cada Estado-Membro.

Embora não se enquadre no âmbito das ações que podem ser realizadas pelos Estados-Membros que ponderem a execução de projetos de cooperação transfronteiriça no domínio das energias renováveis, importa salientar que os promotores de projetos de energias renováveis podem ter acesso a outras fontes de financiamento competitivo, por exemplo através de instrumentos do Banco Europeu de Investimento (BEI) ou da celebração de contratos de aquisição de energia (CAE) com os compradores.

Conceção dos leilões/concursos

De um modo geral, no que diz respeito ao apoio às energias renováveis na UE, a importância dos direitos aduaneiros ou contingentes pautais definidos por via administrativa está a diminuir, ao passo que os leilões estão a aumentar. Existem várias opções disponíveis no que diz respeito à conceção de concursos/leilões para a atribuição de apoio às energias renováveis. Os elementos de conceção mais importantes são a tecnologia de leilão, o volume, o calendário, o número de licitações, o tipo de apoio pago, os critérios de pré-seleção e de adjudicação e se são utilizados concursos de um ou vários elementos.

No caso da cooperação, os leilões podem assumir várias formas, em especial, leilões unilaterais, mútuos e conjuntos. Por sua vez, o tipo de leilão selecionado influenciará o mecanismo de apoio. Por exemplo, nos leilões unilaterais aplicar-se-á o regime de apoio do Estado-Membro contribuinte, ou seja, que corresponde a uma abertura unilateral do regime de apoio a projetos do Estado-Membro de acolhimento. Nos leilões mútuos, ambos os países abrem os respetivos regimes de apoio, ao passo que, nos leilões conjuntos, as partes cooperantes concebem um regime de apoio específico para harmonizar todos os aspetos do projeto de cooperação. Regra geral, o Estado-Membro que paga os custos de apoio deve receber as estatísticas de FER correspondentes. Os Estados-Membros podem também celebrar acordos diferentes no que diz respeito ao prazo para a transferência das metas alcançadas e se a transferência de quotas para o Estado-Membro contribuinte deve prosseguir após o termo do período de apoio até ao fim do ciclo de vida técnico da instalação, o que terá um impacto na partilha de custos e benefícios resultante. Os Estados-Membros podem, por exemplo, acordar que a instalação começará a contribuir para a consecução das metas do país de acolhimento após o termo do período de apoio, a fim de compensar a disponibilização do local e o facto de incorrer em custos de integração do sistema.

Financiamento da cooperação

Para além da seleção do mecanismo de cooperação e (se aplicável) da harmonização dos elementos de conceção do regime de apoio, os Estados-Membros terão também de chegar a acordo sobre a forma de financiar a cooperação e, eventualmente, de recuperar os custos do apoio (15). As principais opções de financiamento são as fontes de financiamento públicas (orçamentos nacionais, mecanismos e fundos de financiamento da UE), taxas de apoio aplicáveis aos consumidores ou formas híbridas, isto é, uma combinação das mesmas. Embora as fontes de financiamento públicas consistam essencialmente numa redistribuição de todos os contribuintes para os consumidores de energia, as taxas redistribuem os custos das energias renováveis para os consumidores de eletricidade ao complementarem o preço da eletricidade. Os Estados-Membros podem também optar por financiar uma parte dos custos a partir de uma única fonte, utilizando uma fonte diferente para o restante. As Orientações relativas a auxílios estatais à proteção do clima e do ambiente e à energia 2022 (CEEAG 2022) (16) proporcionam o quadro para que as autoridades públicas apoiem os objetivos do Pacto Ecológico Europeu de forma eficiente e com um mínimo de distorções da concorrência.

3 PARTILHA DE CUSTOS E BENEFÍCIOS ASSENTE NA ANÁLISE DE CUSTO-BENEFÍCIO

No contexto dos projetos de cooperação, a análise de custo-benefício identifica e compara sistematicamente todos os efeitos, positivos ou negativos, previstos ou não, diretos ou indiretos, de um determinado projeto de cooperação. Em princípio, a análise de custo-benefício abrange o impacto do projeto em todos os Estados-Membros envolvidos.

Para determinar se um projeto de cooperação previsto gera benefícios societais líquidos, os custos e os benefícios têm de ser determinados, quantificados e ponderados entre si. Quando os benefícios superam os custos durante um período de tempo definido, ajustados para o seu valor atual, o projeto de cooperação tem um valor atual líquido (VAL) positivo e é considerado benéfico do ponto de vista societal e holístico.

Além disso, o VAL do projeto deve ser comparado com o de um projeto alternativo de implantação de energias renováveis sem cooperação (um cenário contrafactual). Um projeto contrafactual deve, em primeiro lugar e acima de tudo, ser uma representação realista da provável configuração alternativa do projeto dos promotores para alcançarem os seus objetivos, em consonância com as metas europeias e nacionais em matéria de clima e energia, caso a cooperação não se concretize. Se o VAL do projeto de cooperação for superior ao do seu cenário contrafactual, considera-se que o projeto de cooperação é benéfico de uma perspetiva sistémica e podem-se iniciar as fases seguintes.

Para decidir se se deve ou não avançar com um projeto de cooperação, é indispensável uma análise de custo-benefício abrangente.

Como ponto de partida para a realização de uma análise de custo-benefício, os Estados-Membros cooperantes podem recorrer às metodologias e práticas existentes. Em termos gerais, estas incluem o Guia da Análise Custo-Benefício dos Projetos de Investimento no âmbito da Política de Coesão para 2014-2020 (17) e outras abordagens, como a abordagem para a avaliação económica dos projetos de investimento utilizada no Banco Europeu de Investimento (BEI) (18). No que diz respeito aos ativos de produção de FER, os princípios da análise de custo-benefício para os projetos de FER transfronteiriços ao abrigo do MIE fornecem orientações pertinentes, recomendando um conjunto de indicadores abrangente, mas razoável (19). Para projetos de investimento e desenvolvimento da rede, o recurso mais relevante é a metodologia de análise de custo-benefício a nível de todo o sistema energético utilizada para os projetos de investimento na rede, em conformidade com o Regulamento (UE) 2022/869 (RTE-E) (20). Com base nessa análise, a REORTE deve realizar uma análise de custo-benefício como parte do processo do plano decenal de desenvolvimento da rede. No caso das infraestruturas de eletricidade transfronteiriças, deve ser utilizada como ponto de partida a metodologia da análise de custo-benefício estabelecida pela REORTE e aprovada pela Comissão Europeia.

Indicadores da análise de custo-benefício para ativos de produção

A fim de manter os custos de transação a um nível tão baixo quanto possível, as partes cooperantes devem centrar a análise de custo-benefício nas categorias de custos e benefícios diretos e indiretos mais significativos decorrentes da sua potencial cooperação. Embora alguns indicadores sejam suscetíveis de serem incluídos em todas as análises de custo-benefício, por exemplo os custos de produção de energia, os Estados-Membros têm alguma liberdade para chegar a acordo sobre as categorias de custos e benefícios que pretendem ponderar. Regra geral, quanto mais avançado for o processo de planeamento, mais abrangente será a análise de custo-benefício e a lista de indicadores ponderados. Em princípio, recomenda-se que as partes cooperantes comecem por uma análise de custo-benefício simples e menos abrangente, que possa ser gradualmente alargada com mais indicadores à medida que o processo avança.

Em geral, ao passar de uma «cooperação simples» para formas mais complexas, por exemplo projetos que combinam infraestruturas e ativos de produção, a abordagem de avaliação dos custos e benefícios da cooperação torna-se também mais abrangente e inclui indicadores adicionais e diferentes.

Os custos de apoio não devem ser incluídos na análise de custo-benefício, uma vez que constituem uma transferência societal líquida, mas a sua quantificação é fortemente recomendada logo na fase da análise de custo-benefício (21).

Limitações da análise de custo-benefício

Embora uma análise de custo-benefício seja indispensável para decidir se se deve ou não avançar com o projeto de cooperação, importa salientar que revela alguns limites consideráveis que as partes cooperantes devem ter em conta. Como acima referido, a análise de custo-benefício tem de encontrar o equilíbrio entre limitar a complexidade e os custos de transação a um nível razoável e, ao mesmo tempo, procurar incluir todos os fatores pertinentes. Tal pode constituir um desafio, especialmente se o projeto ainda se encontrar numa fase inicial. A utilização de pressupostos e juízos de valor torna-se, por conseguinte, indispensável.

Por último, a análise de custo-benefício também não oferece qualquer perspetiva sobre os efeitos do projeto nos vários grupos de partes interessadas. Apesar de um VAL positivo, é possível e mesmo provável que nem todos os intervenientes afetados fiquem a ganhar com o projeto, o que é especialmente importante no que diz respeito à etapa seguinte: a partilha de custos e benefícios.

4 ABORDAGENS DE PARTILHA DE CUSTOS E BENEFÍCIOS

Normalmente, os projetos de cooperação transfronteiriça produzirão um espetro único de custos e benefícios que são distribuídos de forma assimétrica. Utilizando a abordagem da análise de custo-benefício, as partes cooperantes podem determinar se um projeto é benéfico do ponto de vista societal e, por conseguinte, se, em princípio, vale a pena prosseguir com o mesmo. No entanto, as análises de custo-benefício não dão indicações sobre os efeitos distributivos entre os países envolvidos e as partes interessadas individuais.

A utilização dos mecanismos de cooperação gera benefícios, como a redução dos custos para o cumprimento das metas. No entanto, estas vantagens podem ser distribuídas de forma desigual entre os Estados-Membros em causa. Esta situação cria essencialmente um problema de repartição de benefícios e o desafio consiste em encontrar uma solução para o problema da repartição de tal forma que todos os Estados-Membros envolvidos possam participar nos benefícios da cooperação e que as partes cooperantes considerem a repartição justa, refletindo o contributo de cada uma delas. Uma vez que não existe um mercado central para esta repartição, as partes cooperantes têm de negociar uma abordagem de partilha de custos ou adotar um mecanismo de repartição de benefícios de acordo com critérios, regras ou fórmulas previamente acordados.

De um modo geral, os países cooperantes devem responder a duas questões centrais. A primeira consiste em saber através de que mecanismo financeiro e a que preço o país contribuinte contribuirá para os custos de apoio do projeto. A segunda consiste em saber se o país contribuinte compensará o país de acolhimento pelos custos incorridos a nível interno, e que mecanismo utilizará para o efeito. Ambas as questões têm implicações diretas na partilha de custos e benefícios daí resultante, em que, normalmente, uma parte compensará a outra.

Dito isto, a lógica subjacente à compensação é simples, indicando que as partes interessadas que suportam custos, mas não beneficiam (suficientemente) do projeto de cooperação devem ser compensadas em conformidade. Até à data, a maioria dos casos de partilha de custos ou compensação limitou-se às infraestruturas de rede em que existem recomendações e orientações disponibilizadas pela Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia (ACER) (22), ao passo que a partilha dos benefícios e custos dos ativos de produção se baseou numa abordagem seletiva e pragmática para identificar os principais custos e benefícios a ter em conta. Os principais elementos abordados são geralmente os custos de apoio e as estatísticas de FER a nível dos Estados-Membros. A compensação resultante é então acordada durante um processo de negociação entre as principais partes envolvidas e/ou os seus representantes.

Princípios da partilha de custos e benefícios

A partilha de custos e benefícios deve assentar na equidade, ou seja, nenhuma parte deve receber benefícios desproporcionados/suportar custos desproporcionados devido à cooperação, o que pode ser alcançado ao compensar todas as partes de forma proporcional ao seu contributo; na praticabilidade, ou seja, reduzindo a complexidade e, por conseguinte, os custos de transação a um montante razoável, limitando as partes, bem como as categorias de custos e benefícios, às mais importantes; e no reflexo dos custos e benefícios reais (e chegar a acordo sobre eventuais disposições que se afastem destes apenas numa fase posterior).

Idealmente, para além de ter em conta os três princípios acima referidos, as partes interessadas devem assumir uma perspetiva de longo prazo e avaliar não só os resultados da cooperação a curto prazo, mas também os resultados a longo prazo.

Partes interessadas afetadas

De um modo geral, o impulso global para os projetos de cooperação proviria dos governos. Por conseguinte, em última instância, os governos pretendem obter um benefício líquido global da cooperação (incluindo todos os elementos de ativos). Para a maioria dos projetos de cooperação transfronteiriça, pode também presumir-se que os Estados-Membros ou os países terceiros são aqueles que suportam os custos mais elevados e recebem a maior parte dos benefícios. Por conseguinte, são os interlocutores privilegiados e representarão as suas partes interessadas por defeito.

Embora um maior número de partes interessadas possa ser afetado pelo projeto de cooperação, é provável que apenas algumas sofram impactos importantes. As principais partes interessadas afetadas pelos projetos de cooperação são os Estados-Membros/países terceiros (que representam os seus cidadãos, ou seja, os consumidores de eletricidade), os promotores de ativos de produção, os ORT ou outros promotores de projetos de infraestruturas (por exemplo, no caso dos projetos híbridos e, por vezes, dos projetos ao largo radiais) e as entidades reguladoras nacionais (ERN). É igualmente recomendável envolver de forma proativa e precoce a sociedade civil na preparação dos projetos de cooperação.

No entanto, a fim de simplificar as negociações e manter os custos de transação baixos, as partes cooperantes devem manter o número de partes envolvidas nas negociações propriamente ditas o mais baixo possível, especialmente em contextos menos complexos. Normalmente, devem ser envolvidos representantes dos governos nacionais. Outras partes interessadas nacionais podem ser incluídas diretamente nas negociações ou em processos paralelos a nível nacional.

Outras partes interessadas poderão, por exemplo, ser incluídas se atingirem um determinado limiar, nomeadamente uma determinada percentagem dos custos líquidos totais. Em alguns casos, as partes interessadas de países terceiros podem ser afetadas pelo projeto de cooperação e poderão ter de ser incluídas no processo.

Considerações sobre a partilha de custos de apoio e estatísticas de FER

As partes cooperantes terão, em última análise, de chegar a acordo sobre um mecanismo de partilha que reparta os benefícios da cooperação. Os modelos de partilha de custos e benefícios apresentarão variações principalmente em função da forma como tratam os custos de apoio.

Na maioria dos casos de cooperação, os custos de apoio serão repartidos entre o país contribuinte e o país de acolhimento, mas também poderá haver casos em que os custos de apoio sejam suportados unilateralmente pelo país contribuinte. Se o Estado de acolhimento estiver interessado em conservar uma parte das estatísticas de FER para atingir a sua própria meta, os Estados contribuintes e os Estados de acolhimento poderão chegar a acordo para que ambos contribuam para os custos de apoio. Para compensar o país de acolhimento por quaisquer custos incorridos a nível local, por exemplo os custos de integração do sistema, as quotas de FER que recebe teriam de compensar a parte dos custos de apoio para os quais contribuiu. Por outro lado, também podem ser tidos em conta os benefícios obtidos localmente, nomeadamente os benefícios para a segurança do aprovisionamento.

Abordagem proporcional

A extensão dos contributos da parte contribuinte para os pagamentos de apoio define então a quota de estatísticas de FER a transferir. De acordo com esta abordagem proporcional, um Estado-Membro que pague metade dos custos de apoio receberia igualmente a transferência de metade das estatísticas de metas de FER, sujeito a ajustamento caso existam outros indicadores de custos ou benefícios que as partes cooperantes considerem significativos.

Abordagem do prémio fixo de transferência

Em alternativa, os países cooperantes poderão considerar mais conveniente chegar a acordo sobre um preço de transferência, o que significaria que o Estado-Membro de acolhimento acrescentaria um prémio fixo por unidade estatística de energias renováveis transferida, por exemplo EUR por kWh, a fim de recuperar os seus custos (indiretos). O prémio teria de ser suportado pelo Estado-Membro contribuinte ou diretamente pelo promotor do projeto e poderia também ser específico da tecnologia.

Transporte físico versus virtual de energia elétrica em projetos de cooperação Os projetos de cooperação podem também ser distinguidos pelo facto de exigirem ou não o transporte físico da energia elétrica produzida. Em especial, os países que pretendam aumentar a sua segurança energética a longo prazo poderão considerar o transporte físico atrativo. Além disso, tal poderia aumentar o reconhecimento público do projeto de cooperação no país contribuinte e tornar o projeto mais «tangível». No entanto, o transporte físico pode nem sempre ser uma opção, uma vez que coloca desafios técnicos específicos, exigindo uma interligação e infraestrutura de rede suficientes entre os países cooperantes. Exigir o transporte físico da energia elétrica pode tornar-se complexo quando os países cooperantes não são vizinhos, uma vez que outros países terão de ser incluídos na conceção e negociação da cooperação. Por conseguinte, muitos países consideram mais fácil não exigir o transporte físico da energia elétrica. Outro argumento que aponta no sentido de não exigir o transporte físico é o facto de os mercados europeus da eletricidade estarem cada vez mais interligados através do acoplamento de mercados. Nessa lógica, o transporte físico poderia interferir com os princípios do mercado interno da eletricidade, ou seja, a utilização mais eficiente das capacidades transfronteiriças. Quanto aos projetos conjuntos com países terceiros, importa salientar que o artigo 11.o da DER exige uma capacidade de interligação suficiente para que a eletricidade produzida possa contar para a quota de energias renováveis do Estado-Membro (23).

Condições limite

Há uma série de fatores com impacto significativo na distribuição dos custos e benefícios dos projetos de cooperação de FER que devem ser tidos em conta. Quaisquer condições limite que afetem o funcionamento do projeto e a sua integração no sistema energético em geral devem ser especificadas, uma vez que influenciarão os indicadores de custos e benefícios.

Mecanismo de cooperação e pagamentos de apoio: para além do mecanismo de cooperação selecionado, uma consideração fundamental é o custo potencial dos pagamentos de apoio. Embora os custos de apoio possam ser negligenciados do ponto de vista societal, uma vez que constituem uma mera transferência de uma parte para outra (por exemplo, do governo para o promotor), os mesmos ganham importância quando se prevê uma transferência de quotas de FER.

Seleção do local e regime de ligação à rede: o processo de seleção do local e o regime de ligação à rede também têm fortes impactos na distribuição inicial dos custos e benefícios e na necessidade de compensação, uma vez que os custos conexos serão suportados pelos ORT e figurarão nas tarifas de rede ou serão incluídos na licitação de um leilão e financiados pelo regime de apoio e, consequentemente, pelos contribuintes. Esta situação tem implicações no que diz respeito à parte que deve receber a compensação.

Tipo de pagamento de apoio: em função do tipo de pagamento de apoio, ou seja, um prémio fixo ou um prémio variável, os custos de apoio às FER são claros desde o início ou dependerão da evolução dos preços do mercado da eletricidade no país de acolhimento ou nos países acordados pelas partes cooperantes. Os pagamentos podem também variar de uma central para outra dentro do projeto conjunto se forem concedidas taxas de apoio diferentes. Estas diferenças devem ser tidas em consideração na repartição dos valores para estatísticas de FER específicas.

Aplicação prática da partilha de custos e benefícios

A figura 1 apresenta uma panorâmica das etapas concretas para a aplicação da partilha de custos e benefícios para projetos de cooperação centrados em ativos de produção. Estas etapas são descritas com mais pormenor nas secções seguintes.

Figura 1

Etapas da partilha de custos e benefícios para ativos de produção

Etapa 1: revisão da análise de custo-benefício original

O pré-requisito para a repartição dos custos e benefícios entre os Estados-Membros e outras partes é uma análise de custo-benefício societal aprofundada. No entanto, esta poderá não ser uma base suficiente para negociar a sua distribuição, pelo que a análise de custo-benefício realizada terá de ser revista e alargada. Os países cooperantes devem partir da lista de custos e benefícios identificados na análise de custo-benefício e adicionar os custos de apoio. Terão de ponderar a possibilidade de acrescentar outros indicadores de custos e benefícios que terão impacto na distribuição inicial dos custos e benefícios por cada parte interessada reconsiderada.

A fim de manter a coerência com os principais efeitos identificados, a partilha de custos e benefícios deve basear-se, tanto quanto possível, na análise de custo-benefício e as principais condições limite devem ser mantidas. Por motivos técnicos ou regulamentares e devido aos detalhes de configuração do projeto, os custos e benefícios serão inicialmente atribuídos a uma parte específica. Estes custos e benefícios líquidos por parte interessada identificados na análise de custo-benefício servirão de ponto de partida para quaisquer outras considerações. Depois de compreender a repartição inicial dos custos e benefícios, todas as partes interessadas em causa deverão chegar a acordo sobre uma abordagem coordenada para a sua reafetação, sendo cada país cooperante livre de reafetar os custos nacionais de acordo com as especificidades nacionais.

O quadro que se segue apresenta os indicadores de custos e benefícios, as partes afetadas e a forma como estes poderão ser ajustados ou introduzidos ao passar da análise de custo-benefício para a partilha de custos e benefícios. A abordagem mais simples consiste em partir da análise de custo-benefício original e simplesmente substituir os custos de produção pelos custos de apoio.

Indicador de custos e benefícios Parte afetada Efeito Despesas de capital e despesas de funcionamento (CAPEX/OPEX) da produção Promotores de ativos de produção As CAPEX/OPEX para a produção são inicialmente suportadas pelo promotor de ativos de produção e, geralmente, refinanciadas através de receitas de mercado e/ou pagamentos do regime de apoio. Receitas de mercado Promotores de ativos de produção Em função do acordo de mercado, o promotor obterá receitas do mercado da eletricidade. Pagamentos de apoio Estados/promotores de ativos de produção As instalações de energias renováveis beneficiam geralmente de pagamentos de apoio. Em princípio, aplica-se o sistema de financiamento do Estado onde a central está localizada. A eventual partilha dos pagamentos de apoio entre os Estados não é um efeito de redistribuição baseado no mercado, mas uma decisão fundamental no âmbito da abordagem de cooperação. Metas alcançadas em matéria de FER Estados-Membros Numa primeira fase, as metas alcançadas em matéria de FER são atribuídas ao Estado-Membro onde a central está localizada. À semelhança dos pagamentos de apoio, a repartição das metas alcançadas em matéria de FER sob a forma de estatísticas de FER resultará das negociações entre os Estados-Membros. Efeitos nos preços da eletricidade (preços do mercado grossista) Estados Os projetos de cooperação podem ter impacto nos preços da eletricidade nas zonas de ofertas em causa, o que, por sua vez, tem impacto nos preços da eletricidade para os consumidores. Embora a compensação destes efeitos seja improvável, tal poderá fazer parte das considerações políticas para um projeto de cooperação. Emissões de CO2 e outras emissões Estados Alterações nos níveis de emissões de CO2 e não CO2 devido ao projeto de cooperação. Utilização do potencial das FER Estados O Estado onde a instalação de cooperação está localizada pode ter menos potencial disponível para a consecução das metas nacionais. Diferimento do investimento na capacidade de produção adicional de FER Estados Adiamento de outros projetos (nacionais) devido à participação no projeto de cooperação. Outros efeitos Estados Poderá haver outros impactos, como efeitos no mercado de trabalho, efeitos ambientais, efeitos na inovação, etc. Em função da sua natureza, estes efeitos adicionais podem ser difíceis de quantificar, mas poderiam desempenhar um papel nas negociações políticas. Despesas de capital e de funcionamento (CAPEX/OPEX) das infraestruturas ORT Na maioria dos casos, os ORT são responsáveis pelo pré-financiamento do ativo infraestrutural, incluindo a ligação à terra e o reforço em terra. As CAPEX/OPEX para as infraestruturas incluem custos de interligação e, potencialmente, custos de ligação à rede. Inicialmente atribuídas a um ou vários ORT, são refinanciadas através das receitas de congestionamento e de tarifas de utilização da rede nos respetivos países/zonas de ofertas. Receitas de congestionamento ORT Dependendo do acordo de mercado, poderão surgir rendimentos sob a forma de receitas de congestionamento. Redespacho adicional ou reservas de redespacho ORT Os ORT podem aumentar ou diminuir o redespacho em resultado do projeto de cooperação. Os custos de redespacho são recuperados pelo ORT através de tarifas de rede. Efeitos adicionais, como efeitos na flexibilidade do sistema ou o diferimento do investimento nas infraestruturas ORT Efeitos positivos ou negativos na flexibilidade do sistema ou efeitos como o adiamento dos reforços das infraestruturas.

A fim de simplificar as negociações sobre a partilha de custos e benefícios, as partes nas negociações devem tentar manter a lista de indicadores a ter em conta na partilha de custos e benefícios a um número razoável. Os indicadores mais importantes para os países cooperantes são os custos de apoio, bem como as estatísticas de FER. As partes cooperantes são livres de incluir outros impactos ou de os abordar como tema nas negociações caso prevejam que sejam significativos em termos de impacto ou de peso político.

Etapa 2: repartição dos custos e benefícios pelos países participantes

Na etapa seguinte, os países cooperantes devem proceder à repartição entre si de todos os custos e benefícios, incluindo os custos de apoio, de acordo com os resultados da análise de custo-benefício e dependendo principalmente do local onde as instalações de FER são concretizadas/estão localizadas (sendo o país de acolhimento responsável pela maior parte dos impactos indiretos). Cabe salientar que outros países que não sejam países de acolhimento nem contribuintes podem também ser afetados, por exemplo por problemas de congestionamento da rede. Nesses casos, o acordo de partilha de custos e benefícios poderia ser alargado a esses países.

O tipo de regra de repartição é fortemente influenciado pela escolha do regime de apoio. Os países cooperantes podem acordar em criar um fundo/regime comum ou em alargar um dos regimes nacionais de apoio dos Estados cooperantes para a gestão dos fluxos de pagamentos de apoio ao projeto de cooperação e estabelecer um preço de transferência como forma de compensação. No caso de um regime de apoio conjunto, os países cooperantes criarão naturalmente um fundo comum. Pelo contrário, as transferências estatísticas e os projetos conjuntos são mais propensos a compensações através dos preços de transferência. Em última análise, os governos terão de chegar a acordo quanto à atribuição de todas as novas instalações a um país ou à sua «distribuição» em função do país que suporta os custos de apoio. Surge uma dificuldade adicional caso ainda não se tenha decidido a localização final das instalações, sendo que a atribuição final só pode ser efetuada após a realização do concurso. Em todo o caso, recomenda-se que os governos cheguem a acordo sobre as condições gerais de atribuição ex ante e procedam a um ajustamento ex post.

Etapa 3: repartição dos custos pelas unidades de energia produzidas

Com base na análise de custo-benefício que estabeleceu a produção total prevista em termos de energia produzida (em GWh), os Estados cooperantes devem proceder à repartição dos custos pelas unidades de energia produzidas. Em primeiro lugar, terão de somar todos os custos e benefícios para cada uma das partes cooperantes, que conduzirá a um benefício líquido/custo líquido por país. A etapa seguinte consiste em repartir este montante pela produção de energia elétrica prevista a partir das instalações em cada país, a fim de obter um «custo» por unidade de energia renovável produzida. Os Estados cooperantes poderiam assumir os custos médios por instalação.

Etapa 4: acordo sobre estatísticas de energias renováveis transferidas para o outro país e preço de transferência (EUR/kWh)

Na etapa seguinte, os Estados-Membros devem fixar a quantidade de eletricidade transferida e o preço por kWh transferido. A transferência pode ser feita de forma física ou apenas virtual, através de estatísticas de FER. O preço de transferência será calculado com base na quantidade total prevista de eletricidade produzida. O cálculo do preço de transferência dá uma boa indicação da amplitude adequada, mas os Estados cooperantes têm alguma margem de negociação, proporcionada pelas economias de custo líquidas da cooperação.

Os Estados-Membros que participam numa transferência estatística podem acordar em utilizar diferentes tipos de contratos, como acordos à vista ex post, acordos à vista ex ante ou contratos de opção. Também são possíveis combinações destes tipos de contratos, que poderiam servir para atenuar os riscos para ambas as partes. É necessário negociar um preço unitário, partindo dos preços de referência nacionais para as diferentes tecnologias de energias renováveis e tendo em conta os custos de transação, bem como os potenciais custos de reforço da rede. Os benefícios indiretos para o país de acolhimento devem ser deduzidos.

É igualmente importante reconhecer que existirá sempre um certo grau de incerteza na análise ex ante dos projetos de cooperação transfronteiriça que é impossível eliminar. As partes podem responder a esta incerteza de várias formas, podendo atenuá-la através da análise de sensibilidade e de verificações de robustez. Em casos de cooperação menos complexos, os promotores de projetos podem optar simplesmente por aceitar a incerteza e as diferenças de custos e benefícios daí resultantes e negociar politicamente uma contribuição ex ante. No entanto, em casos de cooperação mais complexos e abrangentes é aconselhável incluir uma cláusula de revisão no acordo de cooperação que possa ser ativada por uma ou qualquer das partes, a fim de rever a partilha de custos e benefícios em caso de desvios significativos. Esta cláusula poderá ser ativada se, por exemplo, os desvios atingirem um limiar acordado. Uma terceira opção consiste em definir regras de partilha para compensação que poderiam, por exemplo, depender dos custos de apoio efetivamente necessários, conforme determinados ex post.

Etapa 5: institucionalização das transferências financeiras

Por último, os meios de transferência financeira terão de ser acordados entre as partes cooperantes. Em termos de «moeda», a compensação pode assumir a forma de pagamentos em numerário ou de transferência de estatísticas de FER. Embora a compensação entre ORT ocorra normalmente através de pagamentos em numerário, os Estados podem optar por ser compensados em numerário, em transferências estatísticas ou numa combinação de ambos.

Embora a criação de um fundo comum para pagamentos de apoio seja dispendiosa, pode beneficiar a partilha de riscos entre os Estados participantes, reduzindo assim o risco individual de cada um deles, e poderá ser vantajosa para simplificar os procedimentos, especialmente caso existam mais de duas partes cooperantes e em projetos de cooperação de acompanhamento com parâmetros semelhantes. Caso seja criado um fundo comum, os seus pagamentos devem ser proporcionais à repartição do montante-objetivo das FER e à repartição dos custos e benefícios. Em todo o caso, poderia ser benéfico designar pontos de contacto únicos para essas transferências.

Exemplos de cooperação

Exemplo 1: transferência estatística

Consideremos dois Estados-Membros (Estado-Membro A e Estado-Membro B) que concordam em utilizar o mecanismo de transferência estatística. O Estado-Membro A (o país vendedor) prevê um excedente de energias renováveis devido ao seu grande potencial de energia hidroelétrica e eólica terrestre e gostaria de vender o montante excedentário previsto. Os seus principais objetivos são, assim, contribuir para cobrir os custos da produção local de FER e reduzir os encargos para os consumidores domésticos de eletricidade. Existe uma base jurídica nacional para a utilização de transferências estatísticas e seria a primeira vez que esta seria efetivamente utilizada. O Estado-Membro B (o contribuinte) não está no bom caminho para alcançar as suas metas nacionais utilizando apenas os seus próprios recursos e consagrou a utilização de transferências estatísticas na legislação nacional e em documentos estratégicos fundamentais, prevendo que terá de recorrer às mesmas para cumprir as suas metas nacionais em matéria de FER.

A fim de aumentar a segurança do planeamento, ambos os Estados-Membros optam pela fixação ex ante do preço de transferência e também pela fixação de um volume mínimo de energias renováveis a comercializar. O Estado-Membro A está disposto a celebrar este acordo porque está no bom caminho para ultrapassar significativamente a sua própria meta nacional em matéria de FER e tem a certeza de que alcançará um excedente de FER.

Em termos de partilha de custos e benefícios, os principais custos a ter em conta são os custos de apoio. O nível dos custos de apoio a considerar depende do facto de serem ou não utilizados custos médios ou marginais e das tecnologias de referência utilizadas.

Existem também custos de transação decorrentes da cooperação. Uma vez que é de esperar que estes sejam comparativamente pequenos e também repartidos equitativamente entre os Estados-Membros A e B, poderiam ser ignorados na partilha de custos e benefícios. Em termos de efeitos indiretos, o país de acolhimento poderia ser afetado por uma série de fatores, como a redução das emissões de gases com efeito de estufa (GEE), custos de integração do sistema e segurança do aprovisionamento. No entanto, é discutível se estes podem ser creditados ao mecanismo de cooperação, uma vez que o Estado-Membro A já tinha incorrido num excedente de FER antes de iniciar a transferência estatística com o Estado-Membro B. Por conseguinte, os Estados-Membros A e B concordam em excluir estes efeitos para a partilha de custos e benefícios e concentram-se apenas nos custos de apoio.

Os Estados-Membros A e B terão, em primeiro lugar, de chegar a acordo sobre o limite mínimo e o limite máximo para o preço de transferência. A fim de determinar o preço mínimo para as negociações, o Estado-Membro A deve ter em conta o nível nacional de apoio às diferentes tecnologias. Se houver acordo em apoiar a transferência estatística com uma tecnologia, deve ser selecionado o preço de apoio para essa tecnologia específica. Na ausência de tal acordo, é possível calcular um preço médio de apoio para as FER no Estado-Membro A. Este preço calculado serviria, então, de preço mínimo. Quanto ao preço máximo, é determinado pelo preço da implantação local de FER no Estado-Membro B. Em teoria, o preço máximo que o Estado-Membro B está disposto a pagar é também influenciado pelo preço de transferência que outros Estados-Membros oferecem para as transferências estatísticas. Uma vez acordado o corredor de preços teórico, os Estados-Membros cooperantes devem proceder à negociação do preço de transferência efetivo que, provavelmente, se situará dentro do corredor. Terão de encontrar uma solução intermédia com receitas suficientemente elevadas para o Estado-Membro A e um preço suficientemente baixo para o Estado-Membro B, criando assim benefícios para ambas as partes.

Exemplo 2: projeto conjunto e transferência estatística que envolve um parque eólico marítimo ligado radialmente (sem transferência física transfronteiriça de energia elétrica)

Consideremos três Estados-Membros (Estado-Membro A, Estado-Membro B e Estado-Membro C) que chegam a acordo sobre um projeto conjunto em grande escala utilizando o respetivo mecanismo de cooperação. O projeto conjunto consiste na construção de um parque eólico marítimo localizado na zona económica exclusiva (ZEE) do Estado-Membro A (doravante: o país de acolhimento), com o Estado-Membro B (doravante: o país contribuinte) a contribuir para os custos de apoio. Além disso, o país contribuinte e o Estado-Membro C acordam numa transferência estatística adicional, correspondente a 10 % dos benefícios de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis do projeto conjunto a um preço negociado. O Estado-Membro C está apenas interessado em adquirir uma quantidade predefinida de estatísticas de FER para cumprir mais rapidamente as suas metas nacionais em matéria de FER, não tendo outro interesse especial no projeto conjunto.

O país contribuinte é a força motriz do projeto e coordena a participação das outras partes. Não exige a importação física de eletricidade e nenhuma funcionalidade de interligação faz parte do projeto. Além disso, o parque eólico será ligado radialmente à costa do país de acolhimento. Ao cooperar neste projeto conjunto, o país de acolhimento e o país contribuinte esperam atingir a sua trajetória das FER até 2030 e mais além de forma mais eficaz em termos de custos, beneficiando simultaneamente de cobenefícios económicos, ambientais e sociais em termos de criação de postos de trabalho e de reforço da segurança do aprovisionamento.

Uma vez que tanto o Estado-Membro de acolhimento como o Estado-Membro contribuinte desejam receber estatísticas de FER do projeto que contam para as suas metas nacionais, ambos concordam em contribuir para os pagamentos de apoio. Parte-se do princípio de que não criam um regime de apoio conjunto, mas concordam em utilizar os seus regimes nacionais já em vigor para a energia eólica marítima, o que significa que cada Estado-Membro tratará o parque eólico marítimo como se este fizesse parte do seu regime de apoio às energias renováveis. O projeto é adjudicado através de uma proposta conjunta. É acordado que será aplicado o preço de referência do Estado-Membro de acolhimento, ou seja, o Estado-Membro contribuinte aceitará o preço de referência do Estado-Membro de acolhimento no seu sistema de apoio como base para a determinação do prémio. Devido ao caráter pioneiro do projeto, é concedida uma exceção ao abrigo do regime de apoio nacional do país contribuinte, que normalmente não o permitiria.

Os Estados-Membros de acolhimento e contribuinte assinam um acordo de cooperação para o projeto conjunto. O acordo político de alto nível estabelece que será atribuída a cada um deles a quantidade de estatísticas de FER do projeto que corresponde à quantidade de energia elétrica apoiada por esse país. Uma vez que o parque eólico marítimo está localizado na ZEE do país de acolhimento, este receberá, por defeito, as estatísticas de FER, que terão então de ser redistribuídas nos termos do acordo.

O país de acolhimento e o país contribuinte realizam uma análise de custo-benefício, identificando os elementos mais relevantes em termos de custos e benefícios e os seus efeitos. Na sua análise de custo-benefício, decidem centrar-se nos custos da produção de energia, nos custos de integração do sistema, nas emissões de GEE, na poluição atmosférica e noutras formas de poluição local, na segurança do aprovisionamento e nos efeitos da inovação. Para determinar os seus efeitos na partilha de custos e benefícios, incluem e avaliam igualmente os custos de apoio, bem como os efeitos nas estatísticas de FER.

Estado-Membro A (de acolhimento) Estado-Membro B (contribuinte) Estado-Membro C (transferência estatística) Energia renovável produzida 40 % 60 % Não aplicável Estatísticas de FER 40 % 50 % 10 % Custos de apoio 40 % 60 % Não aplicável Custos de integração do sistema (24) 100 % Não aplicável Não aplicável Redução das emissões de GEE 40 % 60 % Não aplicável Poluição atmosférica e outra poluição local 40 % 60 % Não aplicável Segurança do aprovisionamento 40 % 60 % Não aplicável

As duas partes cooperantes acordam em concentrar-se nos custos de apoio, nas estatísticas de FER e nos custos de integração do sistema exclusivamente para a partilha de custos e benefícios e em excluir todos os restantes elementos de custos e benefícios.

Na etapa seguinte, o país de acolhimento e o país contribuinte procedem à soma de todos os custos e benefícios para cada um deles, conduzindo a um benefício/custo líquido total por Estado-Membro. Uma vez que o país de acolhimento suporta a totalidade dos custos de integração do sistema, incorre num custo líquido e exige que os custos de integração do sistema sejam tidos em conta no preço de transferência.

Em geral, o espaço de negociação para o preço de transferência é determinado pelo contributo relativo dos Estados-Membros cooperantes para os custos de apoio. Consoante os custos de apoio sejam mais elevados no Estado-Membro contribuinte ou de acolhimento em relação ao outro, um ou outro beneficiará da cooperação no que diz respeito aos pagamentos de apoio. Em geral, o limite mínimo do preço de transferência é determinado pelos custos de apoio adicionais incorridos pelo Estado-Membro A ou B, sendo o limite máximo as economias de custos de apoio totais.

Partimos do princípio de que os custos de apoio específicos da tecnologia são mais elevados no Estado-Membro contribuinte do que no Estado-Membro de acolhimento. A cooperação conduz, assim, a economias de custos no Estado-Membro contribuinte, ao passo que os custos de apoio no Estado-Membro de acolhimento poderão aumentar (em comparação caso não houvesse cooperação). No entanto, a cooperação conduz a economias de custo líquidas, uma vez que os custos totais de apoio são mais baixos em caso de cooperação do que em caso de não cooperação. No exemplo, o Estado-Membro de acolhimento incorre em custos de apoio superiores aos que teria em caso de não cooperação, o que resultaria numa compensação financeira sob a forma de transferência para o Estado-Membro de acolhimento. O nível do preço de transferência será determinado por negociação, mas deve ser fixado de forma a proporcionar incentivos suficientes para que ambos os países considerem a cooperação benéfica, ou seja, para o Estado-Membro de acolhimento tem de ser pelo menos igual, idealmente superior, aos custos de apoio adicionais incorridos, e para o Estado-Membro contribuinte tem de ser inferior às suas economias de custos totais. Obviamente, os países poderão também ter motivos não financeiros para prosseguir a cooperação, o que poderá influenciar a sua vontade de aceitar um preço de transferência mais baixo/mais elevado.

Partindo do volume total previsto de energia renovável produzida e dos custos incorridos por ambos os países, calculam um preço de transferência (EUR/kWh) que tem igualmente em conta uma repartição equitativa dos custos de integração do sistema.

Exemplo 3: projeto conjunto que envolve instalações solares fotovoltaicas (FV) e a transferência física de energia elétrica

Consideremos dois Estados-Membros (Estado-Membro A e Estado-Membro B) que chegam a acordo sobre um projeto conjunto em grande escala utilizando o respetivo mecanismo de cooperação. O projeto conjunto consiste numa central solar terrestre de grande dimensão localizada no Estado-Membro A (doravante: o país de acolhimento), com o Estado-Membro B (doravante: o país contribuinte) a pagar os custos de apoio. O país de acolhimento dispõe de vários locais para a implantação da energia solar FV e de elevado potencial solar. Está no bom caminho para ultrapassar as suas próprias metas nacionais em matéria de FER e está interessado em cooperar com outros Estados-Membros para tirar partido do seu sobrepotencial e impulsionar o mercado de trabalho local. Pelo contrário, o Estado-Membro B não está no bom caminho para cumprir a sua meta e está interessado em utilizar os mecanismos de cooperação para atingir a sua meta em matéria de FER a um custo inferior. A nível político, já criou os pré-requisitos para utilizar os mecanismos de cooperação, permitindo a abertura do seu regime nacional e tecnologicamente neutro de apoio às FER a projetos estrangeiros. O Estado-Membro A não tem interesse em ficar com nenhuma das estatísticas de FER relacionadas com o projeto de cooperação, o que significa que os custos de apoio serão inteiramente suportados pelo Estado-Membro B, que integrará a central no seu próprio regime nacional.

O Estado-Membro A exige a transferência física da energia elétrica, a fim de assegurar que o projeto não afeta o equilíbrio do mercado interno. Por conseguinte, é necessária uma capacidade suficiente de transporte e interligação transfronteiriça entre os Estados-Membros cooperantes. Para a análise dos custos e benefícios dos projetos de cooperação, este aspeto é importante, uma vez que a necessidade de exportação física da energia elétrica produzida acarretará provavelmente custos consideráveis.

O país de acolhimento e o país contribuinte assinam um acordo de cooperação para o projeto conjunto e realizam uma análise de custo-benefício. Na sua análise de custo-benefício, decidem centrar-se nos custos da produção de energia, nos custos de integração do sistema, nas emissões de GEE, na poluição atmosférica e noutras formas de poluição local, na segurança do aprovisionamento e nos efeitos da inovação. Quanto à partilha de custos e benefícios, decidem concentrar-se apenas nos custos mais importantes, ou seja, os custos de apoio (suportados exclusivamente pelo Estado-Membro B), os custos da transferência física da energia (que o Estado-Membro B deverá suportar), os efeitos em matéria de emprego (para o Estado-Membro A) e os custos de integração do sistema (também para o Estado-Membro A). Quanto ao Estado-Membro A, o principal benefício que pretende obter da cooperação é estimular o mercado de trabalho local, ao passo que, para o Estado-Membro B, o principal interesse é reduzir os pagamentos de apoio necessários para alcançar as suas metas nacionais em matéria de FER. Uma vez que ambos os Estados-Membros estão convictos da possibilidade de obter uma situação vantajosa para as duas partes, com custos e benefícios importantes que se anulam mutuamente, concordam em considerar apenas os custos de apoio.

Os países terão igualmente de chegar a acordo sobre um preço de mercado de referência. Uma vez que o acordado é que o Estado-Membro B incorpore a central no seu regime de apoio nacional, poderá ser utilizado o preço de mercado de referência do Estado-Membro B. No que diz respeito aos custos de transporte da energia elétrica, a forma mais simples de lidar com esta situação consiste em incluir os promotores nas suas propostas, o que significa que os custos de apoio aumentarão em conformidade.

Para determinar o preço de transferência provável a pagar pelo Estado-Membro B ao Estado-Membro A, a primeira consideração consiste em calcular as economias que o Estado-Membro B pode realizar devido ao projeto de cooperação, ou seja, economias nos custos de apoio. Tal implica o cálculo dos custos de apoio direto à energia solar fotovoltaica (25) no Estado-Membro A e no Estado-Membro B. A diferença entre os dois representa a base para a negociação do preço de transferência.

5 RESUMO DAS RECOMENDAÇÕES PARA A ANÁLISE DE CUSTO-BENEFÍCIO E A PARTILHA DOS CUSTOS E BENEFÍCIOS

Resumindo, os Estados-Membros e os países terceiros dispõem de uma série de opções e graus de liberdade para analisar e partilhar custos e benefícios quando participam em projetos de cooperação no domínio das energias renováveis para benefício mútuo.

De um modo geral, os países cooperantes devem responder a duas questões centrais. A primeira consiste em saber através de que mecanismo financeiro e a que preço o país contribuinte contribuirá para os custos de apoio do projeto. A segunda consiste em saber se o país contribuinte irá compensar o país de acolhimento pelos custos incorridos a nível interno, e que mecanismo utilizará para o efeito. Regra geral, o Estado-Membro que paga os custos de apoio deve receber as estatísticas de FER correspondentes.

As secções que se seguem recapitulam as principais etapas e recomendações para a partilha de custos e benefícios, com base numa análise de custo-benefício. Esta lista e os critérios não prejudicam os critérios da análise de custo-benefício ao abrigo do Regulamento MIE, que são pertinentes para os pedidos de obtenção do estatuto de projeto transfronteiriço no domínio das energias renováveis.

Abordagem geral e etapas necessárias para a análise de custo-benefício inicial

Recomenda-se que estas etapas não exaustivas sejam seguidas pelos promotores de projetos aquando da realização de uma análise de custo-benefício:

— identificar as partes interessadas;

— especificar a configuração de um projeto de cooperação transfronteiriça: — partes e entidades cooperantes, — outras autoridades competentes e partes interessadas que possam ser afetadas por custos ou benefícios, como promotores, ORT, ORD, etc., — localização do projeto, — tecnologia utilizada e conceção, — outras características ou características técnicas pertinentes, — capacidade/dimensão do projeto, — horizonte temporal, — tipo de produção e serviços previstos, e — componentes adicionais relevantes;

— definir um cenário contrafactual adequado, incluindo a sua configuração (os mesmos aspetos acima indicados);

— enumerar todos os custos e benefícios a incluir;

— chegar a acordo sobre a abordagem e as metodologias de cálculo dos indicadores da análise de custo-benefício;

— recolher os dados mais recentes de fontes nacionais, europeias e internacionais verificadas;

— quantificar e monetizar indicadores quantificáveis se não for demasiado dispendioso e descrever verbalmente o efeito dos indicadores não monetizados;

— calcular o delta dos VAL do projeto de cooperação transfronteiriça e do seu cenário contrafactual;

— redigir a análise e as explicações que a acompanham;

— verificar os resultados junto das autoridades competentes e de outros peritos (independentes);

— aperfeiçoar a análise, se necessário, ajustando os dados e/ou a metodologia.

A ordem das etapas não é necessariamente sequencial e, em alguns casos, pode ser iterativa. Os Estados-Membros podem ponderar a criação de pontos de contacto únicos para apoiar os promotores de projetos nestas etapas, em especial a especificação da configuração de projetos de cooperação transfronteiriça.

Basear-se, tanto quanto possível, na análise de custo-benefício

O pré-requisito para a repartição dos custos e benefícios entre os Estados-Membros e outras partes é uma análise de custo-benefício societal aprofundada. No entanto, esta poderá não ser uma base suficiente para negociar a sua distribuição. A análise de custo-benefício realizada terá, por conseguinte, de ser revista e alargada.

As partes cooperantes devem certificar-se de que se baseiam, tanto quanto possível, na análise de custo-benefício, a fim de manter a coerência com os principais efeitos identificados. A definição do projeto, os dados utilizados, o cenário subjacente e as condições limite não podem ser alterados e os valores líquidos calculados na análise de custo-benefício devem servir de ponto de partida para futuras discussões. Quaisquer condições limite que afetem o funcionamento do projeto e a sua integração no sistema energético em geral devem ser especificadas, uma vez que influenciarão os indicadores de custos e benefícios.

O acordo de partilha de custos e benefícios será, em última análise, o resultado de um processo de negociação entre as partes cooperantes. As partes devem ter flexibilidade para chegar a acordo sobre os custos e benefícios a incluir. A análise de custo-benefício tem de encontrar o equilíbrio entre limitar a complexidade e os custos de transação a um nível razoável e, ao mesmo tempo, procurar incluir todos os fatores pertinentes.

Princípios da partilha de custos e benefícios

A partilha de custos e benefícios deve assentar na equidade, ou seja, nenhuma parte deve receber benefícios desproporcionados/suportar custos desproporcionados devido à cooperação, o que pode ser alcançado ao compensar todas as partes de forma proporcional ao seu contributo; na praticabilidade, ou seja, reduzindo a complexidade e, por conseguinte, os custos de transação a um montante razoável, limitando as partes, bem como as categorias de custos e benefícios, às mais importantes; e no reflexo dos custos e benefícios reais (e chegar a acordo sobre eventuais disposições que se afastem destes apenas numa fase posterior).

Reduzir a complexidade

A experiência anterior em matéria de mecanismos de cooperação demonstrou que a complexidade pode constituir um obstáculo e que as configurações de negociação altamente complexas com várias partes interessadas têm uma maior probabilidade de fracassar. No entanto, esta situação pode ser atenuada se os países cooperantes chegarem primeiro a acordo sobre os princípios básicos e os termos de cooperação e só depois procederem à negociação dos pormenores. Os acordos políticos de alto nível sobre a partilha de custos e benefícios podem igualmente ajudar a negociar o regime de apoio conjunto, como aconteceu com a Suécia e a Noruega.

Lidar com a incerteza e tê-la em conta na tomada de decisões

Uma vez que as informações sobre custos, benefícios e riscos não podem ser conhecidas com exatidão, a incerteza é uma parte natural do processo e deve ser tida em conta em conformidade. Pode ser atenuada através da análise da sensibilidade e de verificações de robustez.

Aceitação pública

No que diz respeito à aceitação pública, é recomendável que qualquer projeto de cooperação aborde a participação do público desde cedo e de forma proativa, a fim de evitar recuos posteriores. Quaisquer custos e benefícios diretos e indiretos relacionados com a cooperação, bem como a abordagem global da sua repartição entre os parceiros cooperantes, devem ser claramente descritos e comunicados ao público.

6 MODELO DE ACORDO INTERGOVERNAMENTAL

Parte I. Objetivo e definições

Artigo relativo ao objetivo

— Os Estados-Membros devem ter em conta o objetivo do Acordo Intergovernamental (AIG). Um exemplo no contexto da NSEC poderá ser permitir a construção de capacidades adicionais de produção de energias renováveis no mar do Norte. O objetivo é decidido entre os Estados-Membros cooperantes.

Artigo relativo às definições

— Os Estados-Membros devem definir os termos mais importantes incluídos no Acordo Intergovernamental, o que assegura um entendimento comum entre as partes envolvidas e melhora a solidez jurídica do acordo.

Parte II. Mecanismo de cooperação

Artigo relativo ao mecanismo de cooperação

— Este elemento deve descrever a integração jurídica da cooperação no contexto da DER, ou seja, se é escolhida uma transferência estatística, um projeto conjunto (com outro Estado-Membro da UE ou um país terceiro) ou um regime de apoio conjunto.

Parte III. Especificações da cooperação

Artigo relativo ao âmbito da cooperação

— Os Estados-Membros devem especificar o âmbito da cooperação: 1) apenas implantação das FER, 2) adição de infraestruturas à cooperação, 3) adição de aspetos de inovação à cooperação (como armazenamento, instalações de conversão, etc.)

Artigo relativo ao regime de apoio escolhido

— Os Estados-Membros devem especificar o regime de apoio aplicado (do Estado-Membro de acolhimento, do Estado-Membro contribuinte ou um novo regime de apoio). Se for utilizado um regime existente, os Estados-Membros devem incluir uma referência à base jurídica pertinente.

Artigo relativo ao novo regime de apoio (apenas aplicável aos regimes de apoio conjuntos)

— Os Estados-Membros devem especificar os elementos técnicos do regime de apoio. Os elementos a considerar são: a. Cooperação em projeto único/projetos múltiplos; b. Capacidade/volume máximo (quantidade de MW instalados ou MWh a transferir); c. Tecnologia elegível (tecnologias); d. Localização ou processo de seleção do local e pré-desenvolvimento; e. Regime de ligação à rede; f. Forma do apoio; g. Conceção dos leilões/concursos; h. Acordo sobre a notificação de auxílios estatais.

Artigo relativo ao acordo de mercado relevante

— Os Estados-Membros devem especificar o acordo de mercado relevante (por exemplo, mercado de referência designado) para o projeto de cooperação e quaisquer disposições adicionais pertinentes que este possa incluir.

Artigo relativo à análise de custo-benefício e à repartição transfronteiriça dos custos

— Os Estados-Membros devem chegar a acordo sobre a análise de custo-benefício e a repartição transfronteiriça dos custos. — Em caso de cooperação simples, as estatísticas de FER podem ser transferidas com base no preço de transferência acordado. Neste caso de cooperação, a análise de custo-benefício deve ser o mais simples possível, reduzindo os custos de transação. — Para uma cooperação mais complexa (ou quando se pretenda aceder ao financiamento transfronteiriço das FER por meio do Mecanismo Interligar a Europa e/ou ao financiamento de infraestruturas), poderá ser necessária uma análise de custo-benefício mais abrangente. No Acordo Intergovernamental, esta secção deve fazer referência aos cálculos da análise de custo-benefício disponíveis e à abordagem de repartição transfronteiriça dos custos daí resultante. — Identificação do benefício social líquido. — Distribuição dos principais custos e benefícios entre as partes, — Pagamentos compensatórios resultantes entre Estados-Membros (incluindo a parte dos custos de apoio financiada por cada parceiro de cooperação e a distribuição resultante das estatísticas de FER para fins de contributo-alvo). — Mecanismo dos pagamentos. — Notificação à Comissão Europeia em conformidade com a DER.

Artigo relativo às obrigações das partes

— Neste contexto, os Estados-Membros cooperantes devem definir as responsabilidades de acordo com a forma de cooperação escolhida, bem como os procedimentos e um sistema que permita o acompanhamento, a localização e a emissão de provas e verificações (incluindo a transferência de dados: conteúdo, formato e calendário).

Artigo relativo a um organismo responsável (aplicável a projetos conjuntos ou regimes de apoio conjuntos)

— Este elemento deve descrever o organismo responsável (por exemplo, uma agência ou um ponto de contacto único) e as suas responsabilidades. As responsabilidades podem incluir a identificação de projetos, a definição do procedimento de concurso, a seleção do proponente, a supervisão da execução dos projetos adjudicados, a realização dos pagamentos de apoio e a apresentação de relatórios aos Estados cooperantes.

Artigo relativo à notificação à Comissão Europeia

— De acordo com a DER, o Estado-Membro vendedor/de acolhimento deve notificar a Comissão Europeia do acordo e do montante exato da transferência estatística resultante.

7 ANEXO

Mecanismos de cooperação disponíveis e princípios básicos de cooperação

Em conformidade com os artigos 8.o, 9.o, 11.o e 13.o da Diretiva Energias Renováveis, os Estados-Membros podem optar por recorrer a três mecanismos de cooperação principais:

Transferências estatísticas (artigo 8.o): no caso das transferências estatísticas, não mais do que dois Estados-Membros acordam em cooperar e atribuir virtualmente uma determinada quantidade de energia renovável produzida em excesso num Estado-Membro ao outro. Tal é feito ex post através de um preço de transferência negociado. A energia «comprada» por um Estado-Membro contará para o seu contributo nacional ao abrigo da diretiva. Não há transporte ou fornecimento de energia física. Normalmente, as transferências estatísticas não estão relacionadas com projetos específicos, embora os Estados-Membros possam decidir celebrar um acordo desse tipo se tal for considerado mutuamente benéfico. Além disso, as transferências estatísticas são, em princípio, neutras do ponto de vista tecnológico. Os Estados-Membros que efetuem uma transferência estatística têm de notificar a Comissão, o mais tardar, 12 meses após o final do ano em que a transferência produz efeitos. Os custos de transação das transferências estatísticas são relativamente baixos, uma vez que são comparativamente fáceis de configurar e negociar e permitem que os Estados-Membros estabeleçam uma cooperação limitada sem terem de introduzir quaisquer alterações nos seus veículos de apoio internos. Devido ao seu menor grau de complexidade, são necessárias menos orientações sobre as transferências estatísticas, mas a aceitação pública pode ser um problema devido ao facto de não haver qualquer transferência de produção de energia renovável em troca do pagamento. Os intervenientes privados estão excluídos da participação em transferências estatísticas, ou seja, estas estão reservadas a entidades públicas.

Projetos conjuntos entre Estados-Membros (artigo 9.o): os Estados-Membros podem também participar em projetos conjuntos entre si para cooperar em projetos no domínio das energias renováveis relacionados com a produção de eletricidade, aquecimento e arrefecimento a partir de fontes renováveis. Os projetos conjuntos vão além de meras transferências estatísticas e a cooperação refere-se sempre a um novo projeto específico. Um projeto conjunto poderá ou não prever o transporte físico de energia elétrica. Para além de projetos de cooperação únicos, por exemplo projetos no domínio da energia eólica marítima de grande escala, são também possíveis acordos de projetos múltiplos quando se repete uma configuração relativa a instalações de pequena ou média dimensão. No entanto, estes acordos de projetos múltiplos devem ser distinguidos dos regimes de apoio conjuntos devido à sua natureza finita. Os projetos podem dizer respeito a renovações de instalações existentes ou a novas instalações. Os benefícios e os custos destes projetos são partilhados entre as partes cooperantes através de regras acordadas. Os Estados-Membros podem acordar em executar o projeto através de um regime de apoio existente de qualquer uma das partes cooperantes ou criar um regime específico.

Os projetos conjuntos podem também ser adequados para investir em conjunto e adquirir experiência em novas tecnologias. O grau de cooperação e o nível dos custos de transação são mais elevados em comparação com as transferências estatísticas, mas geralmente inferiores aos dos regimes de apoio conjuntos, uma vez que a cooperação se limita a um número acordado de projetos. Ao contrário das transferências estatísticas, os projetos conjuntos podem também envolver operadores privados.

Projetos conjuntos entre Estados-Membros e países terceiros (artigo 11.o): os Estados-Membros podem igualmente executar projetos conjuntos com países terceiros que possam tornar-se particularmente relevantes no contexto da cooperação com os países da Comunidade da Energia ou com o Reino Unido. No entanto, os projetos conjuntos com países terceiros limitam-se à eletricidade produzida a partir de fontes renováveis (o aquecimento e o arrefecimento não estão abrangidos) e exigem o estabelecimento de uma ligação física efetiva com o país terceiro. A fim de assegurar a introdução no sistema de eletricidade da UE, é necessário reservar atempadamente a respetiva capacidade de interligação. Com exceção do auxílio ao investimento concedido à instalação, a quantidade de eletricidade produzida e exportada poderá não ter recebido apoio de um regime de apoio de um país terceiro.

Regimes de apoio conjuntos (artigo 13.o): outro mecanismo de cooperação possível à disposição dos Estados-Membros são os regimes de apoio conjuntos. Tal significa a coordenação parcial ou total e/ou a fusão dos regimes de apoio nacionais de dois ou mais Estados-Membros. Uma vez que os regimes de apoio conjuntos podem implicar custos de transação consideráveis, normalmente abrangem vários projetos. No entanto, podem também ser utilizados para grandes projetos individuais com uma configuração muito específica. Os regimes de apoio conjuntos podem também dizer respeito apenas a um segmento do mercado nacional das energias renováveis, por exemplo uma tecnologia ou uma zona geográfica específica, como uma região fronteiriça. Salvo especificação em contrário, o regime de apoio conjunto acordado não substitui os regimes de apoio nacionais existentes, que continuam a existir em paralelo. Os regimes de apoio conjuntos são geralmente mais exigentes e complexos do que os projetos conjuntos e exigem normalmente alterações da legislação e/ou regulamentação nacionais.

Princípios da cooperação em matéria de energias renováveis

Em geral, a cooperação dos Estados-Membros no domínio das energias renováveis rege-se pelos seguintes princípios:

Caráter voluntário: dois ou mais Estados-Membros que cooperem entre si ou com um país terceiro fazem-no numa base voluntária. Além disso, quando os Estados-Membros optam por unir forças em matéria de energias renováveis, são livres de definir os pormenores e as condições dessa cooperação.

Criação de benefícios socioeconómicos: os projetos de cooperação transfronteiriça têm de criar valor numa perspetiva societal e holística. Em termos gerais, os benefícios socioeconómicos gerados pelo projeto têm de compensar os seus custos em comparação com a implantação de energias renováveis sem cooperação.

Estabelecimento de uma cooperação mutuamente benéfica: para além da criação de benefícios societais líquidos, os projetos de cooperação transfronteiriça só se concretizarão se os projetos garantirem benefícios mútuos para todos os países participantes e as principais partes interessadas nos países. De um modo geral, é pouco provável que todas as partes interessadas saiam mais beneficiadas com o projeto do que sem ele, pelo que os países têm de chegar a acordo sobre que partes interessadas devem ser compensadas e quais não.

Acordo sobre os termos de cooperação: os Estados-Membros que pretendam executar a cooperação têm de celebrar um acordo de cooperação que estabeleça os termos e condições.

Aplicação de condições locais específicas: embora os países cooperantes se esforcem por harmonizar, na medida do necessário, as regras e os regulamentos pertinentes, podem existir limites naturais a este respeito. Esses limites aplicar-se-ão, em especial, às condições específicas da localização, como a concessão de licenças e os impostos. Por conseguinte, por defeito, são aplicáveis as regras do país onde o projeto está fisicamente localizado, salvo acordo e especificação em contrário pelos países cooperantes.

Assegurar um impacto tangível: os Estados-Membros podem optar por estruturar a cooperação de modo que esta tenha impactos tangíveis nos seus sistemas e mercados de energia. Os Estados-Membros cooperantes podem, por exemplo, exigir a importação física de eletricidade (que se torna obrigatória em projetos conjuntos com países terceiros).

Partilha de custos e benefícios: de acordo com a diretiva, a energia renovável produzida deve ser contabilizada para o país que financia a instalação. Dependendo da tecnologia, haverá outros custos e benefícios relevantes para além dos custos de apoio. Os custos de ligação à rede e de integração do sistema são particularmente relevantes para projetos no domínio da energia eólica marítima, ao passo que a relevância dos custos de apoio geralmente diminui com tecnologias em fase de maturação e o grau de integração do mercado. Existem diferentes opções contabilísticas. Os países parceiros são livres de definir os pormenores no acordo de cooperação.

(1) Baseiam-se nas anteriores orientações Guidance on the use of renewable energy cooperation mechanism (não traduzido para português), SWD(2013) 440 final, disponíveis em https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/com_2013_public_intervention_swd05_en.pdf.

(2) O anexo contém uma descrição mais pormenorizada dos mecanismos de cooperação. Apenas o Tribunal de Justiça da União Europeia é competente para interpretar perentoriamente o direito da União.

(3) Regulamento (UE) 2021/1153 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 7 de julho de 2021, que cria o Mecanismo Interligar a Europa (JO L 249 de 14.7.2021, p. 38).

(4) COM(2021) 393: «Regiões fronteiriças da UE: Laboratórios vivos da integração europeia».

(5) As regiões fronteiriças consistem nos territórios existentes de cada lado de uma mesma fronteira (definição disponível em: https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Glossary:Border_region).

(6) Os casos aqui descritos baseiam-se no relatório Design options for cross-border auctions (não traduzido para português), elaborado no âmbito do projeto AURES II relativo a leilões para apoio às energias renováveis. O relatório completo pode ser consultado em http://aures2project.eu/wp-content/uploads/2019/06/AURES_II_D6_1_final.pdf.

(7) Até hoje, foram executados/acordados doze projetos de cooperação (dos quais dez transferências estatísticas, um projeto conjunto e um regime de apoio conjunto). Embora tal indique que a execução poderá estar a acelerar, a utilização dos mecanismos de cooperação continua abaixo das expectativas. Foram executados e/ou acordados os seguintes projetos: transferências estatísticas entre o Luxemburgo e a Lituânia, o Luxemburgo e a Estónia, Malta e a Estónia, os Países Baixos e a Dinamarca, a Irlanda e a Dinamarca, a Irlanda e a Estónia, a Dinamarca e a Bélgica, a Finlândia e a Bélgica, a Chéquia e a Eslovénia e a Lituânia e a Bélgica; um projeto conjunto entre a Alemanha e a Dinamarca e um regime de apoio conjunto entre a Suécia e a Noruega. Ao analisar os planos de ação nacionais para as energias renováveis (PANER) dos Estados-Membros para 2020, torna-se evidente que, devido à novidade dos mecanismos e à falta de projetos executados, os planos de utilização dos mecanismos de cooperação eram ainda vagos, prudentes ou mesmo inexistentes. Alguns anos mais tarde, nos seus PNEC, os planos dos Estados-Membros para a utilização dos mecanismos de cooperação eram já mais concretos, sobretudo devido às consultas realizadas entre os Estados-Membros numa base bilateral ou multilateral, individualmente ou através de diferentes grupos e fóruns. A este respeito, importa salientar o trabalho desenvolvido em fóruns regionais no domínio da energia, incluindo os grupos de alto nível para a cooperação energética entre os países dos mares setentrionais (NSEC), o Plano de Interconexão do Mercado Energético do Báltico (PIMEB), a Conectividade Energética da Europa Central e do Sudeste (CESEC) ou as Interconexões no Sudoeste da Europa (SWE), ou o Fórum Pentalateral. Os fóruns conseguiram reunir as principais partes interessadas e facilitar o diálogo. No entanto, continuam a faltar planos concretos, o que reflete as dificuldades sentidas na aplicação dos mecanismos de cooperação.

(8) Os estudos e projetos incluem, entre outros, o projeto sobre os mecanismos de cooperação entre os Estados-Membros da UE e a interação com os regimes de apoio ao abrigo da Diretiva Energias Renováveis (2009/28/CE) (https://res-cooperation.eu/), o projeto CA-RES (https://www.ca-res.eu/) ou o projeto MUSTEC (https://mustec.eu/). Ver também o estudo Cooperation between EU countries under the RES directive (não traduzido para português), 2014, disponível em https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/renewable-energy-directive-targets-and-rules/cooperation-mechanisms_en#documents.

(9) Os exemplos conhecidos incluem um memorando de entendimento sobre uma ou mais plataformas de energia ao largo e