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0004/2016, de 29.06.2017
1.ª – A contribuição extraordinária sobre o setor energético (CESE) foi criada pelo regime aprovado pelo artigo 228.º da Lei n.º 83–C/2013, de 31 de dezembro – Orçamento do Estado para 2014 –, visando financiar mecanismos que promovam a sustentabilidade sistémica do setor energético (cfr. n.º 2 do artigo 1.º daquele regime);
Solicitou Vossa Excelência a emissão de parecer deste Conselho Consultivo sobre a repercussão nos ajustamentos anuais aos CMEC das importâncias suportadas pelos sujeitos passivos da Contribuição Extraordinária sobre o Setor Elétrico (CESE).
E, no pedido de parecer, são elaboradas as seguintes questões:
«I – As importâncias suportadas pelos sujeitos passivos a título de CESE por referência às centrais com CAE ainda em vigor, são, ou não, suscetíveis de dar azo à aplicação das respetivas cláusulas sobre alteração das circunstâncias e à consequente repercussão dos custos inerentes na entidade concessionária da RNT na referida tarifa UGS;
II – As importâncias suportadas pelos sujeitos passivos a título de CESE por referência às centrais a que seja aplicável o regime de CMEC, identificadas no anexo 11[[1]] do Decreto-Lei n.º 240/2004, são, ou não, suscetíveis de repercussão nos ajustamentos anuais aos mesmos, a efetuar ao abrigo do disposto no artigo 11.º do referido diploma com repercussão na tarifa UGS.»
Com vista a uma melhor compreensão da problemática sob consulta, reproduz-se também de seguida a exposição que sustenta o pedido de parecer.
« A Lei n.º 83-C/2013, de 31 de dezembro, alterada pela Lei n.º 33/2015, de 27 de abril, criou a contribuição extraordinária para o setor energético (CESE) cuja aplicação foi prorrogada pela Lei n.º 82-B/2014, de 31 de dezembro (artigo 237.º).
O seu artigo 5.º n.º 1 estabelece que as importâncias suportadas pelos sujeitos passivos a título de CESE “(…) não são repercutíveis, direta ou indiretamente, nas tarifas de uso das redes de transporte, de distribuição ou de outros ativos regulados de energia elétrica e de gás natural, previstas nos regulamentos tarifários dos respetivos setores, não devendo a contribuição ser considerada, designadamente, para efeitos de determinação do respetivo custo de capital “(redação dada pela Lei n.º 33/2015, de 27 de abril).
O Regulamento n.º 551/2014[2] da ERSE, publicado no Diário da República, 2.ª Série, n.º 241, de 15 de dezembro, da ERSE, que aprova o regulamento tarifário do setor elétrico, prevê no seu artigo 18.º as seguintes tarifas: a) Tarifas de Acesso às Redes; b) Tarifa Social de Acesso às Redes; c) Tarifas Transitórias de Venda a Clientes Finais dos Comercializadores de Último Recurso; d) Tarifa Social de Venda a Clientes Finais dos Comercializadores de Último Recurso; e) Tarifas de Venda a Clientes Finais da Região Autónoma dos Açores; f) Tarifas de Venda a Clientes Finais da Região Autónoma da Madeira; g) Tarifa de Energia; h) Tarifas de Uso Global do Sistema (UGS); i) Tarifas de Uso da Rede de Transporte; j) Tarifa de Venda do Operador da Rede de Transporte; k) Tarifas de Uso da Rede de Distribuição; l) Tarifas de Comercialização.
O artigo 65.º, n.º 2, e o artigo 66.º do citado Regulamento Tarifário do Setor Elétrico estabelecem o objeto da tarifa de UGS e a sua estrutura definindo que deve incorporar, entre outros, os valores relativos aos sobrecustos dos Contratos de Aquisição de Energia (CAE), aos custos de manutenção do equilíbrio contratual e aos défices tarifários.
O regime de alteração das circunstâncias dos CAE encontra-se previsto no respetivo Anexo 11, o qual contemplava precisamente a repercussão no comprador da energia elétrica – ou seja, na entidade concessionária da RNT – das alterações de custos supervenientes resultantes de alterações fiscais e modificações legislativas, as quais constituíam uma alteração das circunstâncias suscetíveis de imediata repercussão no pagamento devido ao produtor.
A cláusula 21 dos CAE, em conjugação com os respetivos Anexos 11 e 13, prevê o direito do produtor à transferência dos custos com a nova tributação incidente sobre o produtor ou a sua atividade.
Por seu turno, o Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro[3], alterado pelos Decretos-Leis n.º 199/2007, de 18 de maio, n.º 264/2007, de 24 de julho, e n.º 32/2013, de 26 de fevereiro, contempla as disposições aplicáveis à cessação antecipada dos CAE, estabelecendo no seu artigo 2.º, n.º 2, que a cessação antecipada dos CAE determina a atribuição a um dos seus titulares (produtor ou entidade concessionária da RNT) do direito ao recebimento de compensações pela cessação antecipada de tais contratos as quais têm o intuito de garantir a obtenção de benefícios económicos equivalentes aos proporcionados pelos contratos anteriores, que não estejam devidamente garantidos através das receitas esperadas em regime de mercado e define o mecanismo de cálculo dos ajustamentos anuais ao valor inicial dos Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC), que são repercutidos pela totalidade dos consumidores de energia elétrica no território nacional, como componente da tarifa UGS (cfr. artigos 65.º e 66.º do citado Regulamento Tarifário do Setor Elétrico).
Nos termos do disposto no artigo 17.º, n.º 2, do Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, na redação conferida pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, de 8 de outubro, constituem centros eletroprodutores em regime ordinário, para além dos centros eletroprodutores beneficiários de CMEC, os centros eletroprodutores que ainda disponham de CAE válidos e eficazes.
A produção de energia elétrica em regime ordinário (PRO), incluindo os centros eletroprodutores beneficiários de CMEC e aqueles que ainda disponham de CAE válidos e eficazes, é uma atividade que se processa em regime de livre concorrência, de acordo com o disposto no artigo 4.º, n.º 4, e artigo 15.º e seguintes do Decreto-Lei n.º 29/2006 de 15 de fevereiro, alterado republicado pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, de 8 de outubro.
De acordo com o artigo 5.º, n.º 2, do Decreto-Lei n.º 240/2004, os montantes correspondentes ao valor dos CMEC "(…) são repercutidos sobre a totalidade dos consumidores de energia elétrica no território nacional, constituindo encargos respeitantes ao uso global do sistema a incorporar como componentes permanentes da tarifa UGS”.
Os artigos 3.º e 11.º do Decreto-Lei n.º 240/2004 preveem a existência de um mecanismo de revisibilidade dos CMEC através da possibilidade de ajustamentos anuais e de um ajustamento final, por forma a assegurar a obtenção de benefícios económicos equivalentes aos proporcionados pelos CAE, nos termos notificados aprovados pela Comissão Europeia, bem como as disposições sobre o procedimento a adotar no âmbito da revisibilidade das compensações. Através do mecanismo em causa, são avaliados anualmente os montantes a pagar ou a receber pelos produtores ao abrigo do regime de CMEC de modo a que o equilíbrio contratual dos CAE seja mantido, sendo que tal avaliação tem por base os dados fornecidos pelos próprios produtores, pela entidade concessionária da RNT e pelas entidades que desenvolvam a atividade de distribuição de energia, a comparação de todos os custos e proveitos do centro eletroprodutor cujo ajustamento deve ser determinado com todos os custos e proveitos, em igual período, de outros centros eletroprodutores de tecnologia equivalente na propriedade ou posse do mesmo produtor e outros dados ou elementos que, no decurso do procedimento, sejam recolhidos.
Em particular, o artigo 4.º do anexo I ao Decreto-Lei n.º 240/2004 contém o elenco dos elementos que devem ser considerados na determinação do valor anual da revisibilidade do montante inicial dos CMEC, contando-se entre tais elementos o encargo fixo verificado no ano a que o cálculo respeita, o qual correspondia no âmbito dos CAE ao encargo de potência, ou seja, ao encargo correspondente a custos fixos de produção. A alínea c) do n.º 2 do artigo 4.º do anexo I do citado diploma prevê que o cálculo desse encargo fixo (designado sob a expressão EFkmi) seja “(…) ajustado conforme o clausulado e anexos do CAE relativamente ao cumprimento de disposições legais nele definidas”.»
Face ao objeto da consulta, impõe-se, antes do mais, uma referência à mencionada contribuição extraordinária sobre o setor energético (CESE).
O regime que criou a CESE foi aprovado pelo artigo 228.º da Lei n.º 83-C/2013, de 31 de dezembro – Orçamento do Estado para 2014[4].
De acordo com o disposto no n.º 2 do artigo 1.º daquele regime, a CESE «tem por objetivo financiar mecanismos que promovam a sustentabilidade sistémica do setor energético, através da constituição de um fundo que visa contribuir para a redução da divída tarifária e para o financiamento de políticas sociais e ambientais do setor energético».
Aliás, mais recentemente, pode ler-se no preâmbulo da Portaria n.º 157-B/2015, de 28 de maio, que definiu os parâmetros e valores para apuramento da taxa de desconto a aplicar na contribuição extraordinária sobre o setor energético tendo em conta a duração dos contratos, as quantidades contratadas e o preço estimado do gás natural:
«O setor da energia é um importante vetor da economia portuguesa e um pilar fundamental para o crescimento e para o desenvolvimento sustentável do país. Sem prejuízo da implementação, pelo Governo, de medidas sectoriais de política energética, com vista à garantia da sustentabilidade do setor energético, a deterioração das condições socioeconómicas aliada ao aumento dos preços da energia, como fatores de perda de competitividade e de aumento da incapacidade de pagamento das despesas de energia que se reflete na dificuldade de cobrança das entidades que operam neste setor, exigiram que fosse pedida a participação das mesmas, de forma mais intensa e num quadro de solidariedade e equidade, no esforço necessário para assegurar a redução da dívida tarifária e a minimização dos encargos financeiros do Sistema Elétrico Nacional, nomeadamente os decorrentes de custos de interesse económico geral».
As incidências subjetiva e objetiva da CESE encontram-se estabelecidas, respetivamente, nos artigos 2.º[5] e 3.º[6] do regime atinente.
As isenções da contribuição extraordinária sobre o setor energético estão previstas no artigo 4.º, nos seguintes termos:
É isenta da contribuição extraordinária sobre o setor energético:
a) A produção de eletricidade por intermédio de centros eletroprodutores que utilizem fontes de energia renováveis, nos termos definidos na alínea ff) do artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto, alterado pelo Decreto-Lei n.º 23/2009, de 20 de janeiro, com exceção dos aproveitamentos hidroelétricos com capacidade instalada igual ou superior a 20 MW e com exceção da cogeração de fonte renovável;
b) A produção de eletricidade por intermédio de centros eletroprodutores de cogeração com uma potência elétrica instalada inferior a 20MW;
c) A produção de eletricidade por intermédio de centros eletroprodutores de cogeração que estejam abrangidos pelo novo regime remuneratório previsto no artigo 4.º do Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de março, alterado pela Lei n.º 19/2010, de 23 de agosto, exceto se for um centro eletroprodutor com uma potência instalada superior a 100 MW;
d) A produção de eletricidade por intermédio de centros eletroprodutores com licenças ou direitos contratuais atribuídos na sequência de concurso público, desde que os respetivos produtores não se encontrem em incumprimento das obrigações resultantes da adjudicação no âmbito de tais procedimentos;
e) A produção de eletricidade por intermédio de unidades de pequena produção a partir de recursos renováveis;
f) A produção de eletricidade e calor por intermédio de unidades de microcogeração;
g) A produção de eletricidade destinada ao autoconsumo;
h) A utilização de fontes de energia renováveis nos termos definidos na alínea ff) do artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto, alterado pelo Decreto-Lei n.º 23/2009, de 20 de janeiro, para a produção de energia, com exceção da eletricidade;
i) A operação de redes de distribuição de energia elétrica exclusivamente em baixa tensão por pequenos distribuidores vinculados;
j) Os ativos respeitante a terrenos que integram o domínio público hídrico nos termos dos contratos de concessão de domínio público hídrico a que se referem os artigos 6.º do Decreto-Lei n.º 198/2003, de 2 de setembro, e 2.º e 5.º do Decreto-Lei n.º 153/2004, de 30 de junho;
k) A produção e a comercialização de biocombustíveis e biolíquidos, nos termos previstos no Decreto-Lei n.º 117/2010, de 25 de outubro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 6/2012, de 17 de janeiro, e 224/012, de 16 de outubro;
l) A atividade de venda a retalho de eletricidade, nos termos definidos no Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 104/2010, de 29 de setembro, 78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215-A/2012, de 8 de outubro;
m) A atividade de venda a retalho de gás natural, nos termos definidos no Decreto-Lei n.º 140/2006, de 26 de julho, alterado pelos Decretos-Leis n.os 65/2008, de 9 de abril, 66/2010, de 11 de junho, e 231/2012, de 26 de outubro;
n) A atividade de venda a retalho de produtos de petróleo, nos termos definidos no Decreto-Lei n.º 31/2006, de 15 de fevereiro;
o) Os sujeitos passivos cujo valor total do balanço, em 31 de dezembro de 2014, seja inferior a (euro) 1 500 000.»
E conforme estatuído no n.º 1 do artigo 5.º, com a epígrafe “Não repercussão”, «[a]s importâncias suportadas pelos sujeitos passivos a título de contribuição extraordinária sobre o setor energético não são repercutíveis, direta ou indiretamente, nas tarifas de uso das redes de transporte, de distribuição ou de outros ativos regulados de energia elétrica e de gás natural, previstas nos regulamentos tarifários dos respetivos setores, não devendo a contribuição ser considerada, designadamente, para efeitos de determinação do respetivo custo de capital».
Refira-se ainda que a receita obtida com a contribuição extraordinária sobre o setor energético é consignada ao Fundo para a Sustentabilidade Sistémica do Setor Energético (FSSSE), com o objetivo de estabelecer mecanismos que contribuam para a sustentabilidade sistémica do setor energético, designadamente através da contribuição para a redução da dívida e ou pressão tarifárias e do financiamento de políticas do setor energético de cariz social e ambiental, de medidas relacionadas com a eficiência energética, de medidas de apoio às empresas e da minimização dos encargos financeiros para o Sistema Elétrico Nacional decorrentes de custos de interesse económico geral (CIEG), designadamente resultantes dos sobrecustos com a convergência tarifária com as regiões autónomas dos Açores e da Madeira, e para o SNGN (cfr. n.º 1 do artigo 11.º[7]).
O Fundo para a Sustentabilidade Sistemática do Setor Energético foi criado pelo Decreto-Lei n.º 55/2014, de 9 de abril, em cujo preâmbulo se afirma:
«Tendo em consideração a atual conjuntura económica e financeira do País, considera-se que o setor energético também deve participar, numa ótica de repartição justa e equitativa de sacrifícios, no esforço de consolidação das contas públicas que tem sido exigido à sociedade portuguesa. Esta participação, contudo não deve pôr em causa este importante vetor da economia portuguesa e pilar fundamental para o crescimento e desenvolvimento sustentável do país.
Assim, no âmbito dos compromissos assumidos no Memorando de Entendimento sobre as Condicionalidades de Política Económica celebrado, em maio de 2011, entre o Estado Português, o Fundo Monetário Internacional, a Comissão Europeia e o Banco Central Europeu, o artigo 228.º da Lei n.º 83-C/2013, de 31 de dezembro, que aprovou o Orçamento do Estado para 2014, veio criar a contribuição extraordinária sobre o setor energético, com o objetivo de financiar mecanismos que promovam a sustentabilidade sistémica do setor energético, designadamente através do financiamento de políticas do setor energético de cariz social e ambiental, de medidas relacionadas com a eficiência energética. Esta contribuição visa igualmente contribuir para a redução da dívida tarifária do Sistema Elétrico Nacional (SEN), designadamente, através da minimização dos encargos decorrentes de custos de interesse económico geral (CIEG), indo ao encontro dos princípios de apoio e proteção do consumidor de eletricidade decorrentes do Terceiro Pacote da Energia da União Europeia consubstanciado nas Diretivas n.º 2009/72/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, e n.º 2009/73/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009».
O FSSSE tem a natureza de património autónomo, sem personalidade jurídica e com autonomia administrativa e financeira (cfr. n.º 2 do artigo 1.º do Decreto-Lei n.º 55/2014).
1. A abordagem da questão sob consulta exige, porém, o enquadramento legislativo do setor da energia elétrica, bem como a sua evolução ao longo das últimas décadas, não esquecendo o estatuto jurídico das respetivas entidades operadoras.
1.1. A evolução verificada no setor elétrico foi naturalmente marcada pelo posicionamento do Estado[8]. Assim, a este propósito num breve panorama, ainda durante a segunda metade do século XIX, o Estado liberal viu-se confrontado com novas exigências no âmbito das grandes atividades económicas emergentes, como a produção e distribuição de eletricidade, assumindo, na Europa[9], a titularidade das novas tarefas, que viriam a ser classificadas como tarefas de serviço público, e lançando mão da figura da concessão. Assistiu-se, pois, a uma relativa publicização das novas atividades económicas.
Mas foi com o advento do século XX e sobretudo após a 2.ª Guerra Mundial que o Estado viria a assumir uma intervenção direta nas atividades económicas e sociais.
1.2. É, porém, a partir do fim da primeira metade do século XX que se dá uma profunda transformação do Estado, juntando-se aos fins tradicionais, fins sociais e económicos. Esta nova forma de Estado, que se designou por Estado Social, não é apenas titular das tarefas, mas passou também a prestador direto dos serviços. Assim, no que agora nos importa, coube-lhe assegurar o desenvolvimento das grandes fontes de energia (eletricidade, carvão).
Como referem Pedro Gonçalves e Licínio Lopes Martins[10], «[e]sta orientação viria a ser concretizada, nos diversos países europeus, através de programas de nacionalização dos setores básicos da economia, dando lugar à criação do setor empresarial público. o ato de nacionalização operava a transferência para o setor público de atividades e de empresas privadas».
Generalizou-se, pois, a prática de atribuir ao Estado a responsabilidade de gerir os serviços públicos, quer através da administração direta, quer através de entidades públicas criadas para o efeito, sobretudo, das empresas públicas.
E a intervenção do Estado na economia não parou de crescer até à década de 80, originando um setor público económico (que com o setor público social, integrava um imenso setor público), correspondendo-lhe os serviços públicos económicos (produção e distribuição de água, de energia elétrica ou de gás, transporte coletivo terrestre, marítimo ou fluvial e aéreo, telecomunicações, correios, saneamento básico). Era o designado Estado de serviço público.
1.3. Porém, nas décadas seguintes, deram-se profundas alterações com a liberalização dos grandes serviços públicos. Tal deveu-se, por um lado, às crises do Estado social, destacando-se os gastos com o setor público, e, por outro lado, às exigências decorrentes da integração na Comunidade Europeia, face ao princípio da livre concorrência e de todos os seus corolários[11].
Assim, assiste-se a uma verdadeira privatização de atividades públicas, deslocando-se certas tarefas do Estado para o setor privado. Esta privatização, no caso português, foi assumida na revisão Constitucional de 1997, que desconstitucionalizou a obrigatoriedade da existência de setores básicos fechados à iniciativa privada, deixando para o legislador ordinário o papel de regular o acesso da iniciativa privada a determinadas atividades económicas[12].
Perante esta transformação do Estado e uma vez que as necessidades básicas anteriormente satisfeitas pelos serviços públicos se mantêm, surge agora a exigência de uma regulação pública. Temos, pois, um novo modelo de Estado, o Estado regulador, ou até, cada vez mais, uma Europa reguladora[13].
A presença do Estado, a quem cabe a responsabilidade de regulação, há de traduzir-se na definição da disciplina que rege a atuação dos agentes de mercado, a supervisão e fiscalização do seu cumprimento e a garantia da realização de certos fins sociais, cabendo-lhe, entre outras coisas, assegurar o acesso de todos os cidadãos a certos serviços essenciais – Serviço universal.
2. Atentemos, agora, em sintonia com o que vimos de dizer, no normativo mais relevante do setor elétrico[14].
2.1. O Decreto n.º 12559, de 20 de outubro de 1926 – Lei dos Aproveitamentos Hidráulicos –, que aprovou as bases aplicáveis à produção, transporte e distribuição da energia elétrica, continha a definição de Rede Elétrica Nacional (“conjunto de linhas de transporte de energia no País que seja objeto de comércio em espécie”) e dispunha que as linhas que a integravam eram, para efeitos de construção e exploração, de utilidade pública e de interesse nacional, e que seriam objeto de concessão.
Mais tarde, a Lei n.º 2002, de 26 de dezembro de 1944, aprovou as Bases da Eletrificação do país, que só vieram a ser desenvolvidas pelo Decreto-Lei n.º 43335, de 19 de novembro de 1960. Aquela Lei regulou, autonomamente, a “rede elétrica nacional” (que passou a abranger o conjunto de instalações de serviço público destinadas à produção, transporte e distribuição de energia elétrica) e o “transporte e grande distribuição”. Em qualquer das áreas ficou patente o importante papel que passou a caber ao Estado, que participaria ou apoiaria os produtores, prestaria auxílios à instalação das centrais ou procederia mesma à instalação das centrais de interesse público, auxiliaria no estabelecimento das linhas de transporte e grande distribuição; a interligação das linhas deveria subordinar-se ao planeamento estatal.
2.2. A estrutura organizativa do setor elétrico nacional – que assentava quanto ao regime de exercício das atividades de produção, distribuição e transporte de energia elétrica na outorga de concessões a cidadãos nacionais ou a empresas com maioria de capital nacional e sediadas em Portugal – foi modificada com a nacionalização, com eficácia a partir de 15 de abril de 1975, das principais empresas que exploravam aquelas atividades, operada pelo Decreto-Lei n.º 205-G/75, de 16 de abril, e pela concomitante previsão da criação de uma empresa pública, a EDP, à qual seria atribuído «em regime de exclusivo e por tempo indeterminado o exercício de serviço público de produção, transporte e distribuição de energia elétrica em todo o território nacional».
A EDP (Eletricidade de Portugal – Empresa Pública) foi criada pelo Decreto-Lei n.º 502/76, de 30 de junho, emergindo como “única entidade jurídica” resultante da reestruturação das empresas nacionalizadas.
Pessoa coletiva do direito público, dotada de autonomia administrativa, financeira e patrimonial, a EDP tinha por objeto principal «o estabelecimento e a exploração do serviço público de produção, transporte e distribuição de energia elétrica no território do continente, para promover e satisfazer as exigências de desenvolvimento social e económico de toda a população» (artigo 2.º, n.º1).
O monopólio do Estado no setor reforçou-se através da proibição de acesso da iniciativa privada às atividades de produção, transporte e distribuição de energia elétrica para consumo público assumida pela Lei de Delimitação de Setores (Lei n.º 46/77, de 8 de julho).
2.3.1. Porém, na década de 80, anunciou-se o fim do monopólio do Estado, associado ao processo de adesão à Comunidade Económica Europeia, refletindo-se, inicialmente, apenas no setor da pequena produção de energia elétrica, na aceitação do autoprodutor[15], e na distribuição da energia elétrica em baixa tensão[16]. O Decreto-Lei n.º 449/88, de 10 de dezembro – que alterou a Lei n.º 46/77 (Lei de Delimitação de setores) – veio, ainda, permitir o acesso das entidades privadas às atividades de produção, transporte e distribuição de energia elétrica para consumo público.
E pelo Decreto-Lei n.º 7/91, de 8 de janeiro, a EDP foi transformada em sociedade anónima de capitais exclusivamente públicos, prevendo-se a possibilidade de cisão e constituição de novas sociedades anónimas cujo capital social seria por si integralmente subscrito ou realizado (artigo 8.º, n.º 1).
Consagrado já o princípio da “liberdade de acesso”, o Decreto-Lei n.º 99/91, de 2 de março, veio regular as atividades específicas do setor e instituir os princípios gerais do regime enquadrador do exercício das atividades de produção, transporte e distribuição de energia elétrica, salvaguardando, contudo, «um quadro misto em que se estimula a iniciativa privada e se mantém ainda uma zona nuclear, em regime de concessão de serviço público, bastante para garantir a segurança do abastecimento do país»[17].
O modelo então criado compreendia o SEP (Sistema Elétrico de Abastecimento Público) e o SEI (Sistema Elétrico lndependente). O SEP era constituído pela Rede Nacional de Transporte de Energia Elétrica (RNT), explorada em regime de concessão de serviço público, e por entidades contratualmente vinculadas ao sistema, que se comprometiam a abastecê-lo ou a ser por ele abastecidas, e que exerciam a atividade de produção e distribuição mediante atribuição de licenças vinculadas; o SEI compreendia o exercício de atividades fora do sistema, para uso próprio ou de terceiros, em regime de concorrência, e mediante licenças não vinculadas. Cabia à entidade concessionária da RNT a gestão global do SEP considerando-se tal concessão atribuída à EDP até à regulamentação da matéria por diploma próprio.
2.3.2. O aprofundamento da liberalização do setor fez-se com um conjunto de sete diplomas, publicados em 1995 – os Decretos-Leis n.os 182/95 a 188/95, todos de 27 de julho[18] – que introduziram importantes alterações na atividade de produção, transporte e distribuição de energia elétrica, antecipando assim as orientações traçadas pela Diretiva n.º 96/92/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 1 de dezembro de 1996[19], que estabeleceu regras comuns para o mercado interno da eletricidade.
Particular evidência merece o Decreto-Lei n.º 182/95, que estabeleceu as bases da organização do Sistema Elétrico Nacional (SEN), e os princípios que regiam as atividades de produção, transporte e distribuição de energia elétrica. Foi mantida a matriz delineada pelo Decreto-Lei n.º 99/91, designadamente o desdobramento do SEN no SEP e no SEl: o primeiro, associado à prestação de um serviço público, integrava a concessionária da RNT (explorada em regime de serviço público através de contrato de concessão, considerando-se a mesma atribuída à REN–Rede Elétrica Nacional, SA) e os titulares de licenças vinculadas de produção e distribuição; o SEI passou a compreender o Sistema Elétrico Não Vinculado (SENV), a produção de energia elétrica a partir de energias renováveis (com exceção da energia hidráulica), e a produção de energia elétrica em instalações de cogeração, bem como, a partir das alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n.º 85/2002, de 6 de abril, a produção de energia elétrica em aproveitamentos hidroelétricos instalada até 10MW.
Este novo enquadramento inscreve-se, pois, num movimento mais vasto de que a Diretiva n.º 96/92/CE constitui corolário no plano comunitário, e que tem como objetivo essencial a criação de um mercado concorrencial da eletricidade. Nessa medida, considerou-se que só a criação de um mercado interno do setor elétrico permitiria «racionalizar a produção, o transporte e a distribuição da eletricidade, reforçando simultaneamente a segurança de abastecimento e a competitividade da economia europeia e a proteção do ambiente»[20].
No sentido crescente da liberalização, o Decreto-Lei n.º 85/2002, de 6 de abril, que alterou o Decreto-Lei n.º 182/95, sujeitou os aproveitamentos hidroelétricos ate 10MW no regime previsto no Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de maio, e integrou no SENV determinados aproveitamentos hidroelétricos da potência instalada superior a 10MW.
2.3.3. À Diretiva n.º 96/92/CE veio a suceder a Diretiva n.º 2003/54/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 26 de junho de 2003[21], que visa concretizar plenamente o mercado interno no setor da eletricidade, aprofundando o percurso já trilhado pela anterior Diretiva. Em todas as disposições comunitárias está presente o propósito de consolidar o modelo concorrencial, sem prejuízo do cumprimento dos requisitos de serviço público[22].
Entretanto, a Resolução da Assembleia da República n.º 32-A/2004, de 20 de abril, aprovou o acordo para a criação de um mercado de eletricidade comum a Portugal e Espanha (Mercado lbérico da Energia Elétrica – MIBEL), como «marco de um processo de integração dos sistemas elétricos de ambos os países», os quais se comprometeram a desenvolver legislação interna que permitisse o funcionamento de um mercado único em que todos os participantes tivessem igualdade de direitos e de obrigações.
Foi, assim, editada nova legislação – Decretos-Leis n.os 198/2003, de 2 de setembro, 153/2004, de 30 de junho, e 240/2004[23], de 27 de dezembro – que, aprofundando a tendência liberalizadora e concorrencial, visou a redução do SEP.
2.3.4. Finalmente, reconhecendo que as alterações legislativas ocorridas em 2003 e em 2004 assumiram um caráter meramente transitório, foi publicado o Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, que estabelece os princípios gerais relativos à organização e funcionamento do sistema elétrico nacional, bem como ao exercício das atividades de produção, transporte, distribuição e comercialização de eletricidade e à organização dos mercados de eletricidade, transpondo para a ordem jurídica interna os princípios da Diretiva n.º 2003/54/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 26 de junho, que estabeleceu regras comuns para o mercado interno da eletricidade.
Este «novo quadro estabelece um sistema elétrico integrado, em que as atividades de produção e comercialização são exercidas em regime de livre concorrência, mediante a atribuição de licenças, e as atividades de transporte e distribuição são exercidas mediante a atribuição de concessões de serviço público. Estas atividades são exercidas tendo em conta a racionalidade dos meios a utilizar e a proteção do ambiente, nomeadamente através da eficiência energética e da promoção das energias renováveis e sem prejuízo das obrigações de serviço público»[24].
Consequentemente, «[a] atividade de transporte da eletricidade é exercida mediante a exploração da rede nacional de transporte, a que corresponde uma única concessão exercida em exclusivo e em regime de serviço público»[25].
E «[a] distribuição de eletricidade processa-se através da exploração da rede nacional de distribuição, que corresponde a rede em média e alta tensões, e da exploração das redes de distribuição em baixa tensão. A rede nacional de distribuição é explorada mediante uma única concessão do Estado, exercida em exclusivo e em regime de serviço público, convertendo-se a atual licença vinculada de distribuição de eletricidade em média e alta tensões em contrato de concessão, no respeito das garantias do equilíbrio de exploração da atual entidade licenciada. As redes de distribuição em baixa tensão continuam a ser exploradas mediante concessões municipais, sem prejuízo de os municípios continuarem a poder explorar diretamente as respetivas redes»[26].
Quanto à «atividade de comercialização de eletricidade é livre, ficando, contudo, sujeita a atribuição de licença pela entidade administrativa competente, definindo-se, claramente, o elenco dos direitos e dos deveres na perspetiva de um exercício transparente da atividade». E os «consumidores, destinatários dos serviços de eletricidade, podem, nas condições do mercado, escolher livremente o seu comercializador, não sendo uma mudança onerada do ponto de vista contratual»[27].
E «[n]o âmbito da proteção dos consumidores, define-se um serviço universal caracterizado pela garantia do fornecimento em condições de qualidade e continuidade de serviço e de proteção quanto a tarifas e preços e de acesso a informação em termos simples e compreensíveis»[28].
O Decreto-Lei n.º 29/2006 sofreu várias modificações[29], interessando destacar as introduzidas pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, que procedeu a uma revisão, em conformidade com o anunciado no seu preâmbulo:
«Na sequência da celebração, em maio de 2011, do Memorando de Entendimento sobre as Condicionalidades de Política Económica («Memorando de Entendimento»), entre o Estado Português, o Banco Central Europeu e a Comissão Europeia, foi estabelecido como objetivo a conclusão da liberalização dos setores da eletricidade e do gás, designadamente através da completa transposição das diretivas que integram o Terceiro Pacote Energético. Adicionalmente, foi assumido o compromisso de adotar medidas que permitam garantir a sustentabilidade do sistema elétrico nacional.
Neste contexto, o Decreto-Lei n.° 75/2012, de 26 de março, veio estabelecer o regime de extinção das tarifas reguladas de venda de eletricidade a clientes finais com consumos em baixa tensão normal (BTN). E, na sequência da diminuição da posição acionista do Estado na sociedade proprietária das sociedades concessionárias das redes de transporte de eletricidade e gás natural, bem como das infraestruturas de armazenamento e terminal de gás natural liquefeito, foi publicado o Decreto-Lei n.° 112/2012, de 23 de maio, que alterou os limites de participação no capital social das referidas sociedades concessionárias.
Importa ora proceder a uma revisão global do Decreto-Lei n.° 29/2006, de 15 de fevereiro, enquanto diploma estruturante da organização e funcionamento do Sistema Elétrico Nacional (SEN), que assegure, de forma completa, integral e harmonizada, a transposição da Diretiva n.° 2009/72/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho, atualizando aquele diploma em consideração das vicissitudes entretanto ocorridas no panorama energético nacional.
Subjacentes a esta revisão estão também os objetivos definidos no Programa do XIX Governo Constitucional, no ponto concernente ao «Mercado de Energia e Política Energética: Uma Nova Política Energética», e nas Grandes Opções do Plano para 2012-2015, aprovadas pela Lei n.° 64-A/2011, de 30 de dezembro, no quadro da 5.ª Opção «O desafio do futuro – medidas setoriais prioritárias», no sentido da promoção da competitividade, da transparência dos preços, do bom funcionamento e da efetiva liberalização dos mercados da eletricidade e do gás natural.
Assim, no que respeita à produção de eletricidade, alteram-se os conceitos de produção em regime ordinário e produção em regime especial, deixando esta última de se distinguir da primeira apenas pela sujeição a regimes especiais no âmbito de políticas de incentivo, na medida em que a produção em regime especial passa também a contemplar a produção de eletricidade em regime remuneratório de mercado.
Quanto ao transporte de eletricidade, e em face dos desafios colocados pelo processo de reprivatização do capital social de empresas no setor energético, importa clarificar e reforçar as exigências impostas em matéria de independência e separação jurídica e patrimonial do operador da Rede Nacional de Transporte de eletricidade (RNT). Para o efeito, para além da revisão do procedimento de certificação e reapreciação da certificação, prevê-se o procedimento de certificação relativamente a países terceiros e da respetiva reapreciação, bem como modelos alternativos ao modelo de separação jurídica e patrimonial do operador da RNT, previstos na Diretiva n.° 2009/72/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho, de modo a assegurar a liberdade da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) na conclusão e decisão dos referidos procedimentos.
Para além disso, estabelecem-se mecanismos que permitem ao Estado acompanhar e supervisionar as atividades da operadora da RNT não diretamente relacionadas com o transporte de eletricidade ou com a gestão técnica do sistema, com vista a que tais atividades sejam exercidas de forma independente e em harmonia com o interesse público.
Os requisitos em matéria de separação jurídica do operador da rede de distribuição foram igualmente objeto de revisão, com o objetivo de assegurar, por essa via, a independência do referido operador face aos interesses de comercialização e produção, eliminando o risco de discriminação no acesso às redes e impedindo a troca de informações de natureza confidencial.
No que toca à comercialização, prevê-se, em articulação com as alterações realizadas ao conceito de produção em regime especial, que o comercializador de último recurso mantenha a obrigação de adquirir a eletricidade produzida em regime especial apenas enquanto esta beneficiar de tarifa ou outra remuneração garantida. A referida obrigação de aquisição cessa a partir do momento em que a eletricidade produzida pelos referidos centros eletroprodutores passe a ser remunerada a preços de mercado.
Não obstante, com vista a assegurar a aquisição de toda a energia produzida em regime especial, cria-se a figura do agregador facilitador de mercado, ao qual será atribuída, mediante licença, a obrigação de aquisição da referida energia aos produtores que o pretendam.
Por último, estabelecem-se regras que preveem uma repercussão favorável nas tarifas reguladas de práticas de consumo de eletricidade orientado para uma maior eficiência energética.»
As alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012 refletem assim, de algum modo, os compromissos assumidos no “Memorando de Entendimento”.
No que concerne à organização, o sistema elétrico nacional (SEN) é entendido como o conjunto de princípios, organizações, agentes e instalações elétricas relacionados com as atividades abrangidas pelo Decreto-Lei n.º 29/2006 (cfr. artigos 3.º, alínea jj), e 10.º[30]).
O artigo 4.º do Decreto-Lei n.º 29/2006 enuncia o objetivo e princípios gerais das atividades abrangidas pelo diploma, estabelecendo:
1 – O exercício das atividades abrangidas pelo presente decreto-lei tem como objetivo fundamental contribuir para o desenvolvimento e para a coesão económica e social, assegurando, nomeadamente, a oferta de eletricidade em termos adequados às necessidades dos consumidores, quer qualitativa quer quantitativamente.
2 – O exercício das atividades abrangidas pelo presente decreto-lei deve obedecer a princípios de racionalidade e eficiência dos meios a utilizar, contribuindo para a progressiva melhoria da competitividade e eficiência do SEN, no quadro da realização do mercado interno de energia, tendo em conta a utilização racional dos recursos, a sua preservação, a manutenção do equilíbrio ambiental e a proteção dos consumidores.
3 – O exercício das atividades previstas no presente decreto-lei processa-se com observância dos princípios da concorrência, sem prejuízo do cumprimento das obrigações de serviço público.
4 – O exercício das atividades de produção e de comercialização de eletricidade processa-se em regime de livre concorrência.
5 – O exercício das atividades de transporte e de distribuição de eletricidade processa-se em regime de concessão de serviço público, em exclusivo, nos termos definidos em diploma específico.
7 – Nos termos do presente decreto-lei, são assegurados a todos os interessados os seguintes direitos:
f) Acesso à informação e salvaguarda da confidencialidade da informação comercial considerada sensível;
g) Liberdade de escolha do comercializador de eletricidade;
h) Direito de reclamação e ao seu tratamento eficiente.»
E, nos termos da alínea d) do n.º 3 do artigo 5.º, atinente a obrigações de serviço público, foi instituída obrigação de serviço público a proteção dos consumidores, designadamente quanto a tarifas e preços.
À proteção dos consumidores dedica-se, logo de seguida, o artigo 6.º[31], dedicando-se, ainda, aos consumidores o capítulo III.
Atentando agora na organização, a Rede Elétrica de Serviço Público (RESP) é o conjunto das instalações de serviço público destinadas ao transporte e distribuição de eletricidade que integram a Rede Nacional de Transporte de Eletricidade (RNT), a Rede Nacional de Distribuição de Eletricidade em Média e Alta Tensão (RND) e as redes de distribuição de eletricidade em baixa tensão (cfr. artigos 3.º, alíneas gg), hh) e ii) e 11.º) e que são consideradas, para todos os efeitos, de utilidade pública (artigo 12.º).
De acordo com o disposto no artigo 13.º, o serviço elétrico nacional (SEN) integra o exercício das seguintes atividades: produção de eletricidade; transporte de eletricidade; distribuição de eletricidade; comercialização de eletricidade; operação de mercados organizados de eletricidade; operação logística de mudança de comercializador de eletricidade; e outras atividades relacionadas com a prestação de serviços no âmbito do mercado integrado no SEN.
O exercício da atividade de produção de eletricidade é livre, ficando sujeito à obtenção de licença ou, nos casos previstos em legislação complementar, à realização de comunicação prévia junto das entidades administrativas competentes (artigo 15.º).
A produção de eletricidade, de acordo com o disposto no artigo 16.º, pode ser efetuada em regime ordinário ou em regime especial.
Considera-se produção de eletricidade em regime ordinário a atividade de produção que não esteja abrangida por um regime jurídico especial (cfr. n.º 1 do artigo 17.º).
E, em conformidade com o disposto no n.º 2 do artigo 17.º, incluem-se no regime ordinário:
a) Os centros eletroprodutores relativamente aos quais ainda produzam efeitos contratos de aquisição de energia celebrados ao abrigo do disposto no Decreto-Lei n.º 183/95, de 27 de julho;
b) Os centros eletroprodutores que beneficiem da compensação pecuniária correspondente aos custos para a manutenção do equilíbrio contratual (CMEC), prevista no Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro;
c) Os centros eletroprodutores que beneficiem de incentivos à garantia de potência pelos mesmos disponibilizada ao SEN, nos termos previstos em legislação complementar.
A atividade de transporte de eletricidade, que integra a gestão global do sistema, é exercida em regime de concessão de serviço público, em exclusivo, mediante a exploração da RNT (cfr. n.º 1 do artigo 21.º).
Relativamente à atividade de distribuição de eletricidade, nos termos do n.º 1 do artigo 31.º, é exercida em regime de concessão de serviço público, em exclusivo, mediante a exploração da RND e das redes de BT.
As concessionárias das redes de distribuição relacionam-se comercialmente com os utilizadores das respetivas instalações, tendo direito a receber pela utilização destas e pela prestação dos serviços inerentes uma retribuição por aplicação de tarifas reguladas definidas no Regulamento Tarifário (artigo 40.º).
O exercício da atividade de comercialização de eletricidade é livre, ficando sujeito a registo prévio (cfr. n.º 1 do artigo 42.º) e o exercício da atividade de comercialização de último recurso[32] e do facilitador de mercado está sujeito a licença (cfr. n.º 2 do artigo 42.º).
E, de acordo com o disposto no artigo 43.º, a atividade de comercialização de eletricidade é separada juridicamente das restantes atividades.
Os comercializadores de eletricidade relacionam-se comercialmente com os operadores das redes às quais estão ligadas as instalações dos seus clientes, assumindo a responsabilidade pelo pagamento das tarifas de uso das redes e outros serviços, bem como pela prestação das garantias contratuais legalmente estabelecidas (artigo 44.º, n.º 2) e o relacionamento comercial com os clientes decorre da celebração de um contrato de compra e venda de eletricidade, que deve observar as disposições estabelecidas no Regulamento de Relações Comerciais (artigo 44.º, n.º 3).
Sobre a atividade de comercialização de último recurso, dispõe o artigo 46.º o seguinte:
Exercício da atividade de comercialização de último recurso
1 – Considera-se comercializador de último recurso o comercializador que estiver sujeito a obrigações de serviço público universal, nos termos previstos na presente subsecção.
2 – A prestação de serviço público universal, implica o fornecimento de eletricidade para satisfação das necessidades dos clientes de eletricidade com fornecimentos ou entregas em BTN, nos termos da legislação aplicável, nomeadamente a relativa à proteção do consumidor.
3 – As obrigações de serviço público universal respeitam ao fornecimento de eletricidade aos clientes finais com potências contratadas iguais ou inferiores a 41,4 kVA enquanto forem aplicáveis as tarifas reguladas ou as tarifas transitórias legalmente previstas e, após a extinção destas, ao fornecimento de eletricidade para satisfação das necessidades dos clientes finais economicamente vulneráveis.
4 – O comercializador de último recurso é ainda responsável por fornecer eletricidade aos clientes cujo comercializador em regime de mercado tenha ficado impedido de exercer a atividade, bem como assegurar o fornecimento de eletricidade em locais onde não exista oferta dos comercializadores de eletricidade em regime de mercado, nos termos a definir em legislação complementar.»
No âmbito do sistema tarifário, o artigo 61.º do Decreto-Lei n.º 29/2006 elenca os princípios aplicáveis ao cálculo e à fixação de tarifas:
1 – O cálculo e a fixação das tarifas reguladas aplicáveis às diversas atividades, considerando como tal as tarifas de uso das redes, de uso global do sistema e comercialização de último recurso, obedecem aos seguintes princípios:
b) Uniformidade tarifária, de modo que o sistema tarifário se aplique universalmente a todos os clientes, promovendo-se a convergência dos sistemas elétricos do continente e das Regiões Autónomas;
d) Inexistência de subsidiações cruzadas entre atividades e entre clientes, através da adequação das tarifas aos custos e da adoção do princípio da aditividade tarifária;
e) Transmissão dos sinais económicos adequados a uma utilização eficiente das redes e demais instalações do SEN;
f) Proteção dos clientes face à evolução das tarifas, assegurando, simultaneamente, o equilíbrio económico e financeiro às atividades exercidas em regime de serviço público em condições de gestão eficiente;
g) Criação de incentivos ao desempenho eficiente das atividades reguladas das empresas
h) Contibuição para a promoção da eficiência energética e da qualidade ambiental.
2 – O membro do Governo responsável pela área da energia define, mediante portaria, ouvida a ERSE, os critérios para a repercussão diferenciada dos custos decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral nas tarifas reguladas previstas no número anterior, os quais devem estabelecer a repartição dos referidos custos, entre os diferentes níveis de tensão e tipos de fornecimento e, seguidamente, a sua afetação aos consumidores dentro de cada nível de tensão e do tipo de fornecimento, tendo em conta a potência contratada, o perfil tarifério, bem como os consumos verificados em cada período horário e sazonal, de forma a incentivar a modulação e uma maior eficiência energética do consumo.
3 – Para os efeitos do número anterior, incluem-se nos custos de interesse económico geral os montantes dos incentivos à garantia de potência, os sobrecustos da produção de eletricidade em regime especial, a diferença entre os encargos totais com a aquisição e a receita proveniente da venda da energia elétrica adquirida ao abrigo dos Contratos de Aquisição de Energia (CAE) em vigor, os encargos com os custos de manutenção do equilíbrio contratual (CMEC), os custos com a remuneração dos terrenos do domínio público hídrico, com planos de promoção da eficiência no consumo, os montantes respeitantes à sustentabilidade dos mercados, os sobreproveitos decorrentes da extinção das tarifas reguladas e os sobrecustos com a convergência tarifária com as Regiões Autónomas, bem como outros previstos no Regulamento Tarifário a repercurtir na tarifa de Uso Global do Sistema.
4 – O cálculo e a fixação das tarifas e preços regulados são da competência da ERSE, entrando em vigor após a sua publicação nos termos previstos no Regulamento Tarifário.
5 – A fixação das demais tarifas e preços de venda a clientes finais não abrangidos pelo n.º 1 do presente artigo são da responsabilidade dos comercializadores de mercado, devendo na sua fixação ter em conta os princípios estabelecidos no n.º 1 naquilo que não for incompatível com a sua natureza de comercializador de mercado.»
E as regras e as metodologias para o cálculo e fixação das tarifas reguladas previstas no n.º 1 do artigo 61.º, bem como a estrutura tarifária, são segundo o n.º 1 do artigo 62.º, estabelecidas no Regulamento Tarifário.
No desenvolvimento dos princípios gerais relativos à organização e ao funcionamento do sistema elétrico nacional, o Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto[33], veio regulamentar o regime jurídico aplicável ao exercício das atividades de produção, transporte, distribuição e comercialização de eletricidade e à organização dos mercados de eletricidade.
E, logo, no preâmbulo do Decreto-Lei n.º 172/2006, frisa-se que, «[d]ada a sua natureza, os comercializadores de último recurso ficam sujeitos a obrigações especiais, considerando o serviço universal a prestar e a defesa dos consumidores».
Nos termos do n.º 8 do artigo 53.º, «[o] comercializador de último recurso está sujeito à regulação da ERSE, nos termos do Regulamento de Relações Comerciais, do Regulamento da Qualidade de Serviço, do Regulamento Tarifário, do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações e da demais regulamentação aplicável».
A ERSE fixa, no princípio de cada ano, os custos estimados para a aquisição de eletricidade a aplicar na definição das tarifas do comercializador de último recurso (n.º 4 do artigo 55.º).
E o Regulamento Tarifário estabelece os critérios e os métodos para a formulação de tarifas, designadamente as de acesso às redes e às interligações e aos serviços de sistema, bem como as tarifas de venda de eletricidade do comercializador de último recurso, segundo os princípios definidos no Decreto-Lei n.º 29/2006 (cfr. n.º 1 do artigo 66.º).
Assim, afigura-se, ainda, pertinente lançar um olhar pelo normativo relativo a tarifas e preços, o que se fará de seguida.
No setor elétrico, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) aprovou, em 2014, novo Regulamento Tarifário – Regulamento n.º 551/2014[34] – e bem assim novo Regulamento de Relações Comerciais – Regulamento de Relações Comerciais – Regulamento n.º 561/2014[35].
1. O Regulamento Tarifário (novo), como se retira do respetivo preâmbulo, resultou da necessidade de promover uma revisão regulamentar tendo em conta a liberalização dos mercados de energia, bem como o seu contínuo aprofundamento e integração, e o novo enquadramento normativo em vigor.
E, de acordo com o definido no seu artigo 1.º, o Regulamento Tarifário «estabelece as disposições aplicáveis aos critérios e métodos para a formulação de tarifas e preços de energia elétrica a prestar pelas entidades por ele abrangidas, à definição das tarifas reguladas e respetiva estrutura, ao processo de cálculo e determinação das tarifas, à determinação dos proveitos permitidos, aos procedimentos a adotar para a fixação das tarifas, sua alteração e publicitação, bem como, às obrigações das entidades do setor elétrico, nomeadamente, em matéria de prestação de informação».
Entre as tarifas abrangidas pelo Regulamento estão justamente as tarifas a aplicar nos fornecimentos dos comercializadores de último recurso aos clientes finais [cfr. artigo 2º, n.º 1, alínea a), iii)].
O elenco das tarifas definidas no Regulamento é apresentado no artigo 18.º:
a) Tarifas de Acesso às Redes.
b) Tarifa Social de Acesso às Redes.
c) Tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos Comercializadores de Último Recurso.
d) Tarifa Social de Venda a Clientes Finais dos Comercializadores de Último Recurso.
e) Tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA.
f) Tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM.
g) Tarifa de Energia.
h) Tarifas de Uso Global do Sistema.
i) Tarifas de Uso da Rede de Transporte:
i) Tarifa de Uso da Rede de Transporte a aplicar aos produtores.
ii) Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT.
iii) Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT.
j) Tarifa de Venda do Operador da Rede de Transporte.
k) Tarifas de Uso da Rede de Distribuição:
i) Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT.
ii) Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT.
iii) Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT.
l) Tarifas de Comercialização:
i) Tarifa de Comercialização em AT e MT.
ii) Tarifa de Comercialização em BTE.
iii) Tarifa de Comercialização em BTN.»
E, no que respeita a tarifas e proveitos, o artigo 20.º estabelece:
Tarifas e proveitos
1 – As tarifas previstas no presente capítulo nos termos do Quadro 1 e do Quadro 2 são estabelecidas por forma a proporcionarem os proveitos definidos no Capítulo IV.
2 – A tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo operador da rede de transporte ao operador da rede de distribuição em MT e AT deve proporcionar os proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do Agente Comercial e da atividade de Gestão Global do Sistema do operador da rede de transporte.
3 – A tarifa de Uso da Rede de Transporte a aplicar pelo operador da rede de transporte aos produtores em regime ordinário e aos produtores em regime especial pela entrada na RNT e na RND deve proporcionar uma parcela dos proveitos permitidos da atividade de Transporte de Energia Elétrica.
4 – As tarifas de Uso da Rede de Transporte em MAT e de Uso da Rede de Transporte em AT a aplicar pelo operador da rede de transporte ao operador da rede de distribuição em MT e AT devem proporcionar a restante parcela dos proveitos permitidos da atividade de Transporte de Energia Elétrica.
5 – As tarifas de Uso da Rede de Distribuição em AT, de Uso da Rede de Distribuição em MT e de Uso da Rede de Distribuição em BT a aplicar às entregas dos operadores das redes de distribuição devem proporcionar os proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica.
6 – As tarifas de Uso da Rede de Distribuição são aplicadas às entregas do nível de tensão em que é efetuada a entrega e dos níveis de tensão inferiores.
7 – As tarifas de Comercialização em AT e MT, de Comercialização em BTE e de Comercialização em BTN a aplicar pelos comercializadores de último recurso aos fornecimentos a clientes devem proporcionar os proveitos a recuperar na atividade de Comercialização.
8 – A tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar às entregas dos operadores das redes de distribuição deve proporcionar os proveitos a recuperar pelos operadores das redes de distribuição relativos à gestão global do sistema, à compra e venda de energia elétrica do agente comercial, ao diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial, aos custos para a manutenção do equilíbrio contratual e aos défices tarifários, entre outros.
9 – As tarifas de Uso da Rede de Transporte em MAT e de Uso da Rede de Transporte em AT a aplicar às entregas dos operadores das redes de distribuição devem proporcionar os proveitos a recuperar pelos operadores das redes de distribuição relativos ao transporte de energia elétrica.
10 – Os proveitos a recuperar pelos operadores das redes de distribuição definidos nos n.os 8 – e 9 – coincidem com os proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte.
11 – A tarifa de Energia, a aplicar pelos comercializadores de último recurso aos forencimentos a clientes, deve recuperar os custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica para fornecimento dos clientes.
12 – Os comercializadores de último recurso aplicam aos fornecimentos a clientes as tarifas referidas nos n.os 5 –,8 – e 9 –, que lhes permitem recuperar os proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do Acesso às Redes de Transporte e Distribuição.
13 – As tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais aplicam-se aos clientes dos comercializadores de último recurso e resultam da adição das tarifas referidas nos n.os 5 –, 7 –, 8 –, 9 – e 11 –, acrescidas de um fator de atualização, nos termos do Artigo 21.º.
14 – As tarifas de Acesso às Redes aplicam-se às entregas dos operadores das redes de distribuição e resultam da adição das tarifas referidas nos n.os 5 –, 8 – e 9 –, nos termos do Artigo 22.º.
15 – Os preços das tarifas estabelecidas no presente Regulamento são definidos anualmente.
16 – As tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais, referidas no n.º 13 -, podem ser revistas nos termos da legislação aplicável».
Relativamente à tarifa de Uso Global do Sistema, a aplicar às entregas dos operadores das redes de distribuição, deve proporcionar os proveitos a recuperar pelos operadores das redes de distribuição, relativos à Compra e Venda de Energia Elétrica do agente comercial, à Gestão Global do Sistema, ao diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial, aos custos para a manutenção do equilíbrio contratual e aos défices tarifários, entre outros (cfr. n.º 2 do artigo 65.º).
E a tarifa de Uso Global do Sistema é composta por duas parcelas: A parcela I permite recuperar os custos de gestão do sistema; A parcela II permite recuperar os custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de interesse económico geral e os custos para a manutenção do equilíbrio contratual dos produtores com CAE (cfr. n.º 1 do artigo 66.º).
2. Por sua vez, o Regulamento de Relações Comerciais tem por objeto estabelecer as disposições relativas às relações comerciais entre os vários sujeitos intervenientes no Sistema Elétrico Nacional, bem como as condições comerciais para ligação às redes públicas (cfr. n.º 1 do artigo 1.º).
Sobre a atividade de gestão global do sistema, dispõe o artigo 34.º:
1 – A atividade de Gestão Global do Sistema deve assegurar, nomeadamente:
a) A coordenação sistémica das infraestruturas que constituem o SEN por forma a assegurar o seu funcionamento integrado e harmonizado e a segurança e a continuidade de abastecimento de energia elétrica.
b) A gestão dos serviços de sistema através da operacionalização de um mercado de serviços de sistema e a contratação de serviços de sistema mediante aprovação prévia da ERSE.
c) A gestão do mecanismo de garantia de potência, nos termos dispostos na legislação em vigor.
d) A gestão do mecanismo de comunicação de contratação bilateral, nos termos do Capítulo VIII.
e) As liquidações financeiras associadas às transações efetuadas no âmbito desta atividade, incluindo a liquidação dos desvios.
f) A receção da informação dos agentes de mercado que sejam membros de mercados organizados ou que se tenham constituído como contraentes em contratos bilaterais, relativamente aos factos suscetíveis de influenciar o regular funcionamento do mercado ou a formação dos preços, nos termos previstos no Capítulo VIII do presente regulamento.
2 – As atribuições referidas na alínea a) do número anterior incluem:
a) A coordenação do funcionamento da rede de transporte, inclindo a gestão das interligações em MAT e dos pontos de entrega de energia elétrica ao operador da rede de distribuição em MT e AT e a clientes ligados diretamente à rede de transporte, observando os níveis de segurança e de qualidade de serviço estabelecidos.
b) A verificação técnica da operação do sistema elétrico, tendo em conta os programas de produção e de consumo dos vários agentes de mercado.
c) A coordenação das indisponibilidades da rede de transporte e dos centros electroprodutores.
d) A gestão das interligações, nomeadamente a determinação da capacidade disponível para fins comerciais e resolução de congestionamentos, nos termos do disposto no RARI.
e) Disponibilização de previsões de consumo aos agentes de mercado, nos termos estabelecidos no Artigo 35.º.
3 – As atribuições referidas na alínea b) do n.º 1 incluem:
a) A identificação das necessidades de serviços de sistema, nos termos previstos no Regulamento de Operação das Redes.
b) A operacionalização de um mercado de serviços de sistema para a regulação secundária, reserva de regulação e resolução de restrições técnicas.
c) A gestão de contratos de fornecimento de serviços de sistema que tenham sido contratados bilateralmente com agentes de mercado, de acordo com regras objetivas, transparentes e não discriminatórias que promovam a eficiência económica.
4 – O exercício da atividade de Gestão Global do Sistema obedece ao disposto no presente regulamento, no Regulamento de Operação das Redes e no Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema.»
E no que concerne a tarifas a aplicar pelos comercializadores de último recurso, o artigo 123.º estabelece:
Tarifas a aplicar pelos comercializadores de último recurso
1 – Aos fornecimentos dos comercializadores de último recurso aos seus clientes em BTN são aplicadas as tarifas de Venda a Clientes Finais, estabelecidas nos termos do RT.
2 – As tarifas aplicáveis aos clientes em BTN são compostas pelos preços relativos a:
a) Potência contratada.
b) Energia ativa.
3 – Os preços das tarifas de Venda a Clientes Finais resultam da soma dos preços das tarifas aplicadas a seguir indicadas:
a) Tarifa de Energia.
b) Tarifa de Uso Global do Sistema.
c) Tarifa de Uso da Rede de Transporte.
L83-C/2013 DE 31/12 ART228; PORT 157-B/2015 DE 28/05; DL55/2014 DE 09/04; D12559 DE 20/10/1926; L2002 DE 26/12/1944; DL43335 DE 19/11/1960; DL205-G/75 DE 19/04; DL502/76 DE 30/06; L46/77 DE 08/07; DL344-B/82 DE 01/09; DL449/88 DE 10/12; DL7/91 DE 08/01; DL99/91 DE 02/03; DL182/95 DE 27/06; DL183/95 DE 27/06; DL 184/95 DE 27/06; DL185/95 DE 27/06; DL186/95 DE 27/06; DL187/95 DE 27/06; DL188/95 DE 27/06; DL189/95 DE 27/06; DL85/20002 DE 06/04; DL189/88 DE 27/05; RAR32-A/2004 DE 20/04; DL198/2003 DE 02/09; DL153/2004 DE 30/06; DL240/2004 DE 27/12; DL29/2006 DE 15/02; DL215-A/2012 DE 08/10; REG561/2014 DE 22/12; REG551/2014 DE 15/12; RCM63/2003 DE 28/04; DL185/2003 DE 20/08; L52/2004 DE 29/10; CONST76 ART165 N1 I); DL18/2008 DE 29/01 ART50 N5 ART60 N2 ART96 N2 N5 N6 ART132 N6 ART189 N6 ART226 N5 ART280 ART282; CCIV66 ART236 ART237 ART238 ART239
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References: artigo 228
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 Artigo 22
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 artigo 66
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 artigo 34
 Artigo 35
 artigo 123