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Timestamp: 2019-10-14 07:49:27+00:00
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Decreto-Lei 240/2004, 2004-12-27 - DRE
Decreto-Lei n.º 240/2004
Publicação: Diário da República n.º 301/2004, Série I-A de 2004-12-27
Emissor:Ministério das Actividades Económicas e do Trabalho
Número:240/2004
Páginas:7330 - 7345
ELI:https://data.dre.pt/eli/dec-lei/240/2004/12/27/p/dre/pt/html
Porém, essas bases e princípios devem continuar a evoluir no sentido de adequar a estrutura do SEN e orientar a sua forma de funcionamento para um regime de mercado eficiente, livre e concorrencial, em conformidade com as directrizes já estabelecidas no Decreto-Lei n.º 185/2003, de 20 de Agosto.
Essa evolução depende da transposição para a ordem jurídica nacional da Directiva n.º 2003/54/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 26 de Junho, que estabeleceu regras comuns para o mercado interno da electricidade.
Por outro lado, importa dar consagração legal aos princípios estabelecidos no Protocolo de Colaboração e no Acordo para a Constituição de Um Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL), celebrados entre Portugal e Espanha, respectivamente em 14 de Novembro de 2001 e 20 de Janeiro de 2004, este último aprovado pela Resolução da Assembleia da República n.º 33-A/2004 e ratificado pelo Decreto do Presidente da República n.º 19-B/2004, ambos de 20 de Abril, e, mais recentemente, o acordo celebrado em 1 de Outubro de 2004, no âmbito da Cimeira Luso-Espanhola realizada em Santiago de Compostela.
No contexto do desenvolvimento daquelas regras e princípios foram identificados alguns aspectos legislativos e administrativos que importa harmonizar, tendo em vista a desejável convergência dos sistemas eléctricos, em particular, entre os dois países ibéricos. Um desses aspectos consiste na introdução de alterações significativas no domínio da gestão dos centros electroprodutores nacionais em virtude da cessação da relação comercial com a entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica (RNT).
Contudo, o estabelecimento das regras comuns para o mercado interno de electricidade e a construção do MIBEL obrigam a alterar, de forma substancial, a relação comercial entre a entidade concessionária da RNT e os produtores que operam no SEP, impondo-se a estes últimos a transição do actual sistema de relação comercial exclusiva para um novo modelo concorrencial, em que as transacções comerciais entre agentes de mercado são realizadas quer em torno de um mercado organizado, quer mediante recurso a formas de contratação bilateral.
Nestes termos e em execução do disposto no artigo 13.º do citado Decreto-Lei n.º 185/2003, de 20 de Agosto, o presente diploma vem, ao abrigo da autorização legislativa concedida pela Lei n.º 52/2004, de 29 de Outubro, proceder à definição das condições da cessação antecipada dos CAE e à criação de medidas compensatórias que assegurem a apropriada equivalência económica relativamente à posição de cada parte no CAE.
A solução legal consagrada no presente diploma visa possibilitar que o processo de cessação antecipada dos CAE e a atribuição das correspondentes compensações seja favorável para os consumidores, quer porque viabiliza a liberalização e o aumento da concorrência no sector eléctrico quer porque os custos com a compensação dos produtores têm por contrapartida a cessação dos custos inerentes aos CAE, quer ainda por a repercussão dos primeiros na tarifa se efectuar de forma diluída, por um período previsto de 23 anos, de modo a tutelar adequadamente os direitos e os interesses económicos dos consumidores de energia eléctrica.
Foram ouvidos a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) e a Autoridade da Concorrência (AC).
No uso da autorização legislativa concedida pelos artigos 1.º, 2.º e 3.º da Lei n.º 52/2004, de 29 de Outubro, e nos termos das alíneas a) e b) do n.º 1 do artigo 198.º da Constituição, o Governo decreta o seguinte:
1 - O presente diploma estabelece as disposições aplicáveis à cessação antecipada dos contratos de aquisição de energia (CAE) celebrados ao abrigo do artigo 15.º do Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de Julho, entre a entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica (RNT) e as entidades titulares de licenças vinculadas de produção de energia eléctrica que abastecem o Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP), adiante designados por produtores.
4 - Um produtor, ao qual tenha sido atribuído o direito a compensação pela cessação antecipada dos CAE, pode ser obrigado a entregar um montante financeiramente equivalente à totalidade ou a parte do montante da compensação remanescente atribuída mediante decisão do membro do Governo responsável pela área de energia que fixe os termos e as condições para o respectivo pagamento, ouvida a Direcção-Geral de Geologia e Energia (DGGE) e a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), caso se verifique qualquer uma das seguintes situações relativas a esse contraente do CAE:
b) Incumprimento doloso, por acção ou omissão dos deveres estabelecidos no acordo de cessação, caso o produtor não sane esse incumprimento no prazo de 60 dias após recepção da competente notificação da entidade concessionária da RNT ou não evidencie que durante esse período iniciou as diligências necessárias para sanar a situação;
5 - No caso previsto na alínea c) do número anterior, o valor pago pelo produtor deve ser revertido para a tarifa de uso global do sistema (tarifa UGS) nos termos do n.º 6 do artigo 5.º, sendo o seu pagamento feito com prioridade em relação a qualquer outra dívida que integre a massa insolvente do produtor.
6 - O disposto nos n.os 4 e 5 do presente artigo não prejudica o direito à compensação pela cessação antecipada dos CAE, nem a continuidade da cobrança através da tarifa UGS e entrega ao respectivo titular dos montantes dos CMEC e demais encargos previstos nos n.os 4 a 6 do artigo 5.º, mesmo no caso de cessão do direito ao recebimento desses montantes, nos termos previstos no presente diploma.
5 - Os montantes dos CMEC, determinados nos termos do presente diploma, são susceptíveis de ajustamentos anuais e de um ajustamento final, de forma a assegurar a obtenção de benefícios económicos equivalentes aos proporcionados pelos CAE.
7 - Quando, nos termos do CAE aplicável, o termo do período de actividade do centro electroprodutor nele estabelecido ultrapasse um período correspondente aos 10 anos posteriores à cessação antecipada desse contrato, sendo esse intervalo temporal adiante designado «período II», o montante dos CMEC remanescentes é objecto de um ajustamento final sem efeitos retroactivos, com observância das seguintes regras:
iii) Para o caso específico dos centros electroprodutores do Pego e de Sines, definidos no n.º 1 do anexo II, o valor do CAE respectivo deve ainda incluir a remuneração e amortização dos investimentos, devidamente autorizados pela DGGE, ouvida a ERSE, relativos ao cumprimento dos limites de emissão respeitantes às grandes instalações de combustão estabelecidos na Directiva n.º 2001/80/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de Outubro;
iv) A actualização dos montantes anuais referidos nas subalíneas i), ii) e iii) da presente alínea é efectuada, para cada produtor, à taxa de rendimento de mercado da dívida pública portuguesa, em vigor no 5.º dia útil anterior à assinatura do acordo de cessação, ou, se se verificar um desfasamento temporal entre a celebração daquele acordo e a cessação antecipada dos CAE por força do presente diploma, à taxa de rendimento de mercado da dívida pública portuguesa em vigor no 5.º dia útil anterior à apresentação de requerimento a solicitar a aprovação prevista no n.º 3 do artigo 9.º, qualquer uma delas acrescida de 0,25 pontos percentuais;
vi) Os encargos fixos de exploração incluem, no caso de o produtor escolher a opção de arrendamento, os custos resultantes dos contratos de arrendamento de terrenos afectos ao centro electroprodutor e às suas instalações de apoio, de acordo com o disposto na Portaria n.º 96/2004, de 23 de Janeiro;
2 - As receitas e os encargos de exploração expectáveis em regime de mercado são actualizados à data da cessação antecipada do CAE, devendo ser considerada, para cada produtor, a taxa de rendimento de mercado de dívida pública portuguesa em vigor no 5.º dia útil anterior à assinatura do acordo de cessação, ou, se se verificar um desfasamento temporal entre a celebração daquele acordo e a cessação antecipada dos CAE por força do presente diploma, a taxa de rendimento de mercado da dívida pública portuguesa em vigor no 5.º dia útil anterior à apresentação de requerimento a solicitar a aprovação prevista no n.º 3 do artigo 9.º, qualquer uma delas acrescida de 0,25 pontos percentuais.
3 - Para os efeitos do presente diploma, entende-se por «taxa de rendimento de mercado da dívida pública portuguesa», a taxa de rendimento de mercado das obrigações do Tesouro ou, na ausência destas, de instrumentos de risco equivalentes transaccionados no mercado de capitais, com maturidade residual mais próxima da vida média remanescente dos CAE de cada produtor.
3 - No caso de a cessação dos CAE relativos a um produtor conferir à entidade concessionária da RNT o direito a compensações correspondentes a CMEC negativos ou a ajustamentos anuais ou ajustamento final negativos, os respectivos montantes pagos por cada produtor devem ser repercutidos para posterior redução da tarifa UGS nos termos definidos no n.º 6 do presente artigo, de forma a garantir uma repartição equitativa entre todos os consumidores do sistema eléctrico.
ii) No caso de o produtor ceder a terceiros, para efeitos de titularização, o direito ao recebimento do montante das compensações de acordo com o disposto no n.º 1 do artigo 7.º a taxa de juro anual associada aos pagamentos realizados aos titulares de valores mobiliários titularizados em cada operação de titularização dos activos referidos na alínea anterior, incluindo os custos incorridos com a montagem e manutenção da referida operação de titularização;
iii) A taxa de juro a que se refere a subalínea anterior é sempre aplicável a partir da data de conclusão da respectiva operação de titularização, com o deferimento da autorização prevista na alínea b) do n.º 2 do artigo 7.º, e mantém-se aplicável durante todo o período de vigência de cada operação de titularização;
9 - Caso se verifique que, no final do período referido no número anterior, não se encontram recuperados pelos produtores ou pelos respectivos cessionários, entendendo-se por «cessionários», para os efeitos do presente diploma, as entidades às quais seja cedido o direito ao recebimento, através da tarifa UGS, de montantes correspondentes aos CMEC ou a demais encargos previstos nos n.os 4 e 5 do artigo 5.º, ou revertidos na tarifa UGS os montantes globais dos CMEC e dos restantes encargos previstos nos n.os 4 a 6 do presente artigo, o regime estabelecido no presente diploma aplica-se até que o montante dos CMEC e daqueles encargos que se encontre ainda em dívida seja integralmente pago.
2 - As entidades que desenvolvam a actividade de transporte ou de distribuição de energia eléctrica devem comunicar à ERSE, no 3.º dia útil de cada mês, o valor da potência contratada, o número de clientes e o montante pecuniário relativo à tarifa UGS, incluindo, de forma discriminada, o montante relativo à parcela fixa e à parcela de acerto, que tenha sido facturado por aquelas entidades durante o mês imediatamente anterior.
3 - Com base na informação disponibilizada nos termos do número anterior e de acordo com as regras previstas no presente diploma, a ERSE deve comunicar à entidade concessionária da RNT e a cada produtor ou aos respectivos cessionários, no 3.º dia útil seguinte à recepção daquela informação, os montantes da parcela fixa e da parcela de acerto que foram facturados aos consumidores de electricidade, com indicação discriminada respectivamente dos montantes a facturar pela entidade concessionária da RNT às entidades que desenvolvam a actividade de distribuição de energia eléctrica e do montante a facturar por cada produtor ou pelos respectivos cessionários à entidade concessionária da RNT.
b) No prazo de oito dias úteis após a entrega da factura por si emitida a que se refere a alínea anterior, a entidade concessionária da RNT deve efectuar a cobrança dos montantes relativos à parcela fixa e à parcela de acerto, a fim de proceder à sua entrega a cada produtor ou aos respectivos cessionários no dia útil seguinte à respectiva cobrança, devendo simultaneamente entregar os montantes relativos à parcela fixa e à parcela de acerto cobrados aos consumidores de energia eléctrica com os quais tenha uma relação directa.
6 - Para assegurar o cumprimento das obrigações pecuniárias previstas no presente artigo, as entidades que desenvolvam a actividade de comercialização de energia eléctrica devem prestar, manter e, se necessário, substituir ou reforçar, a favor da entidade concessionária da RNT, garantia idónea, nas modalidades a definir por regulamento da ERSE, que assegure permanentemente o integral cumprimento daquelas obrigações por um período não inferior a 60 dias.
8 - A imputação do pagamento mensal dos montantes correspondentes à parcela fixa e à parcela de acerto pelas entidades a que se refere o n.º 1 do presente artigo e pelos consumidores deve ser realizada prioritariamente em relação aos pagamentos quer dos demais encargos com o uso global do sistema que integrem a tarifa UGS, quer dos encargos integrados em quaisquer outras tarifas eléctricas.
9 - A partir da data de cessação antecipada de cada CAE e durante um período diferenciado por produtor, vigente até à data de cessação prevista no CAE com o prazo mais longo de entre os contratos celebrados pelo produtor, sem prejuízo do disposto no n.º 9 do artigo 5.º, cada um deles é responsável pelo pagamento mensal à entidade concessionária da RNT das quantias mensais referentes aos CMEC negativos e aos restantes encargos previstos no n.º 6 do artigo 5.º, para sua posterior reversão na tarifa UGS.
12 - No caso de insolvência de qualquer das entidades aludidas no n.º 1 do presente artigo, a DGGE, ouvida, em 10 dias, a ERSE, deve adoptar, em prazo não superior a 30 dias, as medidas necessárias para que a facturação e cobrança da parcela fixa e da parcela de acerto da tarifa UGS continuem a ser realizadas ininterruptamente, de forma a assegurar o pagamento contínuo dos montantes dos CMEC e dos demais encargos previstos nos n.os 4 e 5 do artigo 5.º
3 - Qualquer montante recebido por um produtor de terceiras entidades às quais ceda, incluindo para efeitos de titularização, o direito ao recebimento através da tarifa UGS dos montantes correspondentes aos CMEC ou aos restantes encargos previstos nos n.os 4 e 5 do artigo 5.º consubstancia adiantamento desses montantes para o produtor, não prejudicando a natureza de cessão plena dos direitos de crédito.
2 - Se se verificar um desfasamento temporal entre a celebração de um acordo de cessação e a cessação antecipada do CAE por força do presente diploma, os contraentes devem realizar uma adenda ao acordo de cessação que contenha o montante das compensações devidas pela cessação antecipada dos CAE, actualizado à taxa aplicável nos termos da subalínea iv) da alínea a) do n.º 1 do artigo 4.º, e o montante máximo daquelas compensações, actualizado nos termos do n.º 2 do artigo 13.º
4 - Os acordos de cessação apenas podem iniciar a produção dos seus efeitos quando entrar em funcionamento o mercado organizado a que alude o artigo 11.º do Decreto-Lei n.º 185/2003, de 20 de Agosto, em condições que assegurem aos produtores a venda da energia eléctrica produzida.
5 - Caso o resultado da comparação prevista no n.º 3 do presente artigo a DGGE apure uma diferença positiva que não seja devidamente justificada pelo produtor, o valor do ajustamento do montante de compensações deve ser deduzido da totalidade da diferença entre os proveitos e custos totais afectos ao centro electroprodutor tomado como referência.
10 - Quando os cálculos a que respeita o n.º 2 do presente artigo conduzirem a um ajustamento negativo, o produtor respectivo deve proceder, no prazo máximo de 90 dias úteis após a homologação pelo membro do Governo responsável pela área de energia, ao pagamento, nos termos do n.º 9 do artigo 6.º, à entidade concessionária da RNT do montante do ajustamento, de forma que a ERSE efectue a respectiva reversão na tarifa UGS, durante um período que se inicia no 7.º mês do ano subsequente ao ano a que se refere o ajustamento.
3 - As entidades que desenvolvam a actividade de distribuição de energia eléctrica e a entidade concessionária da RNT ficam obrigadas a prestar a informação e colaboração necessária à ERSE para a realização dos actos previstos no número anterior.
4 - No caso de não se verificar a correspondência entre os valores referidos no n.º 1 do presente artigo, a parcela fixa ou a parcela de acerto, consoante aplicável, são revistas de modo que, durante o período de 12 meses seguinte, sejam compensadas integralmente as variações de cobrança ocorridas, acrescidas de juros calculados à taxa referida subalínea i) da alínea b) do n.º 4 do artigo 5.º, ou, em caso de titularização, calculados à taxa correspondente aos custos ou às vantagens decorrentes daquelas variações para o veículo de titularização, determinada com base nos elementos relevantes utilizados para a definição da taxa prevista na subalínea ii) da alínea b) do n.º 4 do artigo 5.º e aprovados nos termos da alínea b) do n.º 2 do artigo 7.º
1 - O valor global dos CMEC devido a uma das partes contraentes dos CAE afecto a cada centro electroprodutor calculado nos termos do n.º 4, acrescido dos montantes resultantes dos ajustamentos anuais e ajustamento final definidos no artigo 3.º, excluindo os juros moratórios referidos no n.º 3 do artigo 2.º, não pode exceder um montante global bruto máximo calculado nos termos do número seguinte.
Com a conclusão do processo de cessação antecipada dos CAE, nomeadamente dos centros produtores hidroeléctricos, é revogado o Decreto-Lei n.º 338/91, de 10 de Setembro, sendo o montante do saldo da conta de correcção de hidraulicidade objecto de regulamentação a definir em diploma próprio.
As disposições do Decreto-Lei n.º 453/99, de 5 de Novembro, que estabelece o regime de titularização de créditos, e do Decreto-Lei n.º 219/2001, de 4 de Agosto, que estabelece o regime fiscal dessas operações, com as alterações posteriormente introduzidas, são aplicáveis às operações de titularização que tenham por objecto os direitos e outros activos decorrentes do pagamento dos encargos previstos nos n.os 4 e 5 do artigo 5.º, sem prejuízo das regras especiais previstas no presente diploma.
d) h representa o posto horário de acordo com a definição do anexo III;
iv) Outros, desde que explicitamente definidos nos CAE;
f) VT(índice kimh) representa a produção estimada nos termos do anexo IV, em megawatts-hora, do centro electroprodutor k, para o posto horário h do mês m do ano i, calculada por aplicação do modelo VALORÁGUA, num cenário de ano hidrológico médio nos termos do anexo IV, tendo em conta a disponibilidade garantida no CAE e a melhor expectativa face à evolução estrutural de mercado;
g) PT(índice mh) representa, a preços referidos à data de cessação antecipada dos CAE, o preço de mercado, em euros por megawatts-hora, no posto horário h do mês m, que se admitiu que o centro electroprodutor k auferiria quando operado em mercado, calculado para um ano hidrológico médio, de acordo com o disposto no anexo III;
h) VT(índice ki) representa a produção estimada nos termos do anexo IV, em megawatts-hora, do centro electroprodutor k para o ano i, calculada por aplicação do modelo VALORÁGUA, num cenário de ano hidrológico médio nos termos do anexo IV, tendo em conta a disponibilidade garantida no CAE e a melhor expectativa face à evolução estrutural de mercado;
i) EVT(índice ki) representa o encargo variável, em euros por megawatts-hora, a preços referidos à data de cessação antecipada do CAE, estimado conforme as disposições constantes do CAE do centro electroprodutor k, no ano i, tendo em conta os encargos com a aquisição de combustível estabelecidos no anexo V e o desempenho definido no respectivo contrato;
j) j representa a taxa de rendimento de mercado da dívida pública portuguesa, em vigor no 5.º dia útil anterior à assinatura do acordo de cessação, ou, se se verificar um desfasamento temporal entre a celebração daquele acordo e a cessação antecipada do CAE por força do presente diploma, a taxa de rendimento de mercado da dívida pública portuguesa em vigor no 5.º dia útil anterior à apresentação de requerimento a solicitar a aprovação prevista no n.º 3 do artigo 9.º, qualquer uma delas acrescida de 0,25 pontos percentuais;
l) I(índice i) representa o índice IPC (continente) sem habitação do final de Junho do ano i, admitindo uma taxa de inflação de 2% ao ano a partir da data de cessação antecipada do CAE;
4 - O montante global bruto da compensação, pela cessação antecipada do conjunto dos CAE celebrados por cada produtor, é calculado de acordo com a seguinte fórmula:
c) EF(índice kmi) representa o encargo fixo devido ao produtor responsável pelo centro electroprodutor k, referente ao mês m do ano i tal como definido na alínea e) do n.º 2 do artigo 1.º do presente anexo, convertido a preços correntes do final do ano i pelos índices previstos no CAE e ajustado conforme o clausulado e anexos do CAE relativamente ao cumprimento de disposições legais neles definidas;
f) VT(índice kimh) representa a produção estimada, em megawatts-hora, do centro electroprodutor k para o posto horário h do mês m do ano i, correspondente à melhor expectativa face à evolução estrutural de mercado, tendo em conta a disponibilidade garantida no respectivo CAE, conforme definido na alínea f) do n.º 2 do artigo 1.º do presente anexo;
g) PT(índice mh) representa o preço de mercado, incluindo o pagamento de garantia de potência e serviços de sistema, em euros por megawatts-hora, no posto horário h do mês m, que se admitiu que o centro electroprodutor k auferiria quando operado em mercado, conforme definido na alínea g) do n.º 2 do artigo 1.º do presente anexo;
h) VT(índice ki) representa a produção estimada, em megawatts-hora, do centro electroprodutor k no ano i, correspondente à melhor expectativa face à evolução estrutural de mercado, tendo em conta a disponibilidade garantida no respectivo CAE, conforme definido na alínea h) do n.º 2 do artigo 1.º do presente anexo;
i) EVT(índice ki) representa o encargo variável, em euros por megawatts-hora, do centro electroprodutor k no ano i, conforme definido na alínea i) do n.º 2 do artigo 1.º do presente anexo;
n) EVV(índice kim) representa o encargo variável, em euros por megawatts-hora, verificado para o centro electroprodutor k no mês m do ano i, determinado com base nas disposições estabelecidas no respectivo CAE no que respeita aos preços internacionais cost insurance and freight (CIF) dos combustíveis e custos de transporte até ao centro electroprodutor definidos no anexo V, aos custos variáveis de O&M (operação e manutenção) previstos no CAE, e outros encargos variáveis reconhecidos à data da revisibilidade nos mesmos termos do respectivo clausulado e anexos, uns e outros reportados ao mês m do ano i;
d) VTF(índice kimh) representa a produção estimada, em megawatts-hora, do centro electroprodutor k para o posto horário h do mês m do ano i, calculada por aplicação do modelo VALORÁGUA, conforme definido no anexo IV, num cenário baseado na média da energia produzida, da disponibilidade real desse centro electroprodutor e de simulações da exploração do sistema electroprodutor com as afluências mensais aos aproveitamentos hidroeléctricos verificadas nos últimos 10 anos históricos disponíveis à data da realização do cálculo;
e) PTF(índice mh) representa o preço médio de mercado, em euros por megawatts-hora, no posto horário h do mês m, que se admita que o centro electroprodutor k venha a auferir quando operado em mercado, calculado como a média dos valores verificados nos últimos 10 anos disponíveis à data da realização do cálculo, desagregados por mês e posto horário, de acordo com a estrutura definida no n.º 2 do anexo III;
g) EVTF(índice ki) representa o encargo variável, em euros por megawatts-hora, do centro electroprodutor k no ano i, considerando o preço do combustível respectivo, em vigor no mercado, baseado em índices internacionais de acordo com o anexo V, bem como os outros custos variáveis de O&M (operação e manutenção) previstos no CAE e, caso existam, outros encargos variáveis reconhecidos à data da revisibilidade nos termos previstos em cada CAE;
i) I(índice 11) representa o IPC (continente) sem habitação do início do primeiro ano a que se reporta o ajustamento final, ou seja, o 11.º ano;
l) j representa, para cada produtor, a taxa de rendimento de mercado da dívida pública portuguesa, em vigor no início do primeiro ano civil a que se reporta o ajustamento final, ou seja, o 11.º ano, acrescida de 0,25 pontos percentuais;
1 - Em cada ano civil i, e a partir do 11.º ano após a data de cessação antecipada do CAE, o montante do pagamento referente ao ajustamento final para todos os produtores é calculado de acordo com a seguinte expressão:
Os preços indicados na tabela acima conduzem a um valor médio anual de (euro) 36/MWh e pressupõem o recebimento horário do valor associado à garantia de potência e serviços de sistema.
4 - A produção a considerar, nos termos das simulações referidas no número anterior, deve ser devidamente ajustada em função de um coeficiente que tenha em conta, designadamente, os desvios historicamente verificados entre a produção real e os resultados de optimização com o modelo, o qual deve ser definido, no prazo de 20 dias após a entrada em vigor do presente diploma, por portaria do membro do Governo responsável pela área de energia.
2 - Os encargos com a aquisição de combustíveis a considerar na determinação do montante de CMEC à data de cessação antecipada dos CAE, a preços constantes dessa data, nos termos da alínea i) do artigo 1.º do anexo I, são os indicados na seguinte tabela:
Declaração de Rectificação n.º 1-A/2005