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Conclusões finais e recomendações do relatório preliminar da comissão de inquérito

No fim das mais de 200 páginas do relatório apresentado pelo deputado bloquista Jorge Costa à comissão de inquérito às rendas da energia são apresentadas 18 conclusões que enumeram as perdas que foi possível apurar para o sistema energético nacional em resultado das decisões políticas e das negociações feitas nesta área.

Para além destas conclusões finais, cada capítulo do relatório preliminar apresenta uma série de recomendações no sentido de serem recuperadas as perdas para os consumidores e repostas por parte dos produtores as verbas pagas em excesso no período em análise. Eis as 18 conclusões finais do relatório, seguidas das recomendações feitas pelos deputados:

1. A legislação de 1995 previa a celebração de contratos de aquisição de energia (CAE) entre o então Sistema Elétrico Público e a EDP (então CPPE). Em 1996, o desenho desses contratos define taxas de remuneração para as centrais EDP (estatais e já construídas) semelhantes aos definidos para o investimento (privado e externo) nas novas centrais térmicas do Pego e da Tapada do Outeiro. A opção política pela atribuição à EDP desta renda por 20 anos teve em vista o robustecimento financeiro da empresa e a oferta de garantias de rentabilidade futura que dinamizassem o processo da sua privatização.

2. A legislação europeia da liberalização do mercado de eletricidade veio impor a cessação dos CAE. Essa imposição externa originou a criação do mecanismo CMEC, que governou a transição para o mercado ibérico. O Estado português, na dupla condição de legislador e de acionista de controlo da EDP, promoveu este mecanismo com o objetivo anunciado de manter o equilíbrio contratual resultante das regras e remuneração dos CAE.

3. Assim, os CMEC, ajuda de Estado atribuída a título de compensação pela cessação dos CAE, visa manter elevados níveis de rentabilidade anteriores, o que não se coaduna com os critérios da Metodologia europeia para autorização de ajudas de Estado. A autorização pela Comissão Europeia do regime previsto no DL 240/2004 assentou na omissão desta contradição entre o regime CMEC e as regras dos Tratados e outras.

4. A manutenção do equilíbrio contratual dos CAE não foi respeitada em diversos pontos da nova legislação, tal como a ERSE indicou no seu parecer prévio ao Decreto-Lei 240/2004, que define as condições da cessação dos CAE e a criação de medidas compensatórias. No âmbito do cálculo da revisibilidade final dos CMEC, a ERSE contabilizou alguns desses elementos de vantagem, perfazendo um valor de 510 milhões de euros de rendas excessivas a corrigir.

5. A outorga à EDP, através do DL 240/2004, da opção sobre a extensão da utilização do domínio público hídrico (DPH) permitiu a não realização de procedimentos concursais para aquela extensão e a conservação pela EDP de uma vantagem estratégica: a detenção do monopólio da produção hídrica em Portugal.

6. A avaliação do valor económico a receber pelo Estado como contrapartida desta extensão, feita antes da cessação dos CAE, não obedeceu ao princípio do investidor privado numa economia de mercado ou num concurso público, o que levaria à utilização de uma única taxa de desconto para todo o investimento. A utilização de taxas diferenciadas, criticada pela ERSE em 2004 e em 2017, resultou numa perda pelo Estado de uma receita de 581 milhões de euros, comunicada à Comissão Europeia pelo secretário de Estado Artur Trindade em 2012.

7. A condição, introduzida nos acordos de cessação dos CAE homologados pelo governo em 2005, da obrigatoriedade da concretização desta extensão no momento da cessação dos contratos criou uma nova vantagem para a EDP em função do momento da cessação ter ocorrido sete anos antes do final do prazo do primeiro a terminar (2013). Se a extensão da utilização do DPH fosse avaliada em 2013, com as exatas metodologia e taxas diferenciadas que prevaleceram, o valor a pagar pela EDP teria sido superior em 573 milhões de euros.

8. O DL 240/2004 permitiu a possibilidade de prorrogação da operação da central de Sines para além do prazo do CAE (2017) sem prever qualquer forma de compensação ao SEN. A Tejo Energia, nos termos do CAE, terá de negociar o quadro económico de uma eventual extensão da operação da central do Pego para além do prazo do contrato (2021). No cenário base usado pela ERSE, a prorrogação da central de Sines por oito anos (até 2025) vale 951 milhões de euros.

9. A remuneração da REN pela detenção de terrenos do domínio público cria uma rentabilidade de ativos estatais para valorizar a empresa no contexto da sua privatização e, mais tarde, da sua natureza 100% privada. Desde 2006, as rendas pagas à REN por terrenos do domínio público somaram custos tarifários de 330 milhões de euros.

10. A produção eólica, muito preponderante no contexto da produção renovável em Portugal, regista no nosso país uma rentabilidade mais elevada do que em países comparáveis. Os fatores explicativos dessa elevada rentabilidade são a) a manutenção de níveis de remuneração próprios de investimento em fase precoce do amadurecimento das respetivas tecnologias; b) a existência de ganhos de eficiência tecnológica obtidos pela demora entre o momento da definição da remuneração garantida e a construção das centrais. A quantificação desse excesso de rentabilidade do setor (ou de determinados segmentos do setor) face aos níveis de outros países não pôde ser quantificado rigorosamente pela CPIPREPE.

11. A EDP, enquanto Comercializador de Último Recurso, é a entidade financiadora da dívida tarifária. Nesse sentido, a partir de 2011, legislou-se no sentido de refletir o custo de financiamento da EDP na taxa de juro da dívida tarifária, sem todavia salvaguardar a possibilidade de intervenção da tutela em decisões de gestão desta dívida regulada. Assim, o SEN acompanhou o custo de financiamento da EDP nos momentos de maior adversidade nos mercados financeiros sem assegurar para si parte dos proveitos da titularização dessa dívida quando verificada uma evolução positiva dos mercados. As mais-valias geradas nas operações de titularização decididas pela EDP foram integralmente absorvidas pela empresa, gerando 198 milhões de euros de lucros entre 2008 e 2017.

12. O mecanismo de garantia de potência não correspondeu, no momento da sua criação e até hoje, a um diagnóstico técnico de necessidade de maior segurança de abastecimento. Das suas duas componentes, o incentivo à disponibilidade (101 milhões de euros entre 2010 e 2018) foi objeto de recente suspensão; o incentivo ao investimento (52 milhões de euros entre 2010 e 2018) mantém-se em pagamento.  

13. O serviço de interruptibilidade remunera unidades industriais consumidoras de eletricidade em alta e muito alta tensão pela sua disponibilidade para responder prontamente a necessidades do sistema, interrompendo o seu consumo. Desde 2010, ano em que foi incrementado, o sistema nunca foi usado e só recentemente foram implementados os testes à prontidão previstos, o que levou à eliminação de um conjunto de prestadores. Desde 2010, a remuneração do serviço de interruptibilidade custou aos consumidores 727 milhões de euros.

14. Na aplicação do Memorando de Entendimento, a partir de 2011, o governo priorizou a privatização da EDP em relação à aplicação das medidas corretivas das rendas excessivas igualmente impostas no Memorando. Até 2020, projetando a partir do executado até 2017 (contabilizada pela ERSE), essas medidas saldar-se-ão em 2048 milhões de euros positivos para o SEN (dois terços do previsto pelo governo), dos quais 718 milhões são impacto negativo na EDP (40% do previsto).

15. Em 2013, foram identificados indícios da prática de manipulação de mercado na atuação da EDP na prestação de serviços de sistema. Esses indícios deram origem a procedimentos de auditoria que identificaram ganhos abusivos da EDP no montante 72,9 milhões de euros e a um processo que culminou na emissão, em novembro de 2018 numa nota de ilicitude que a EDP já contestou.

16. Em 2013, o governo vendeu aos produtores eólicos por 200 milhões de euros um sistema de preço garantido para o período posterior à vigência das tarifas feed-in atualmente em pagamento. À lei aprovada em 2005, que previa para esse período cinco anos adicionais de remuneração à tarifa da última central licenciada, é criada uma alternativa que permite aos promotores condições de remuneração que acompanhem o mercado dentro de uma banda entre os 68€ e os 90€/MWh e por dois anos adicionais. A comparação entre o regime de 2005 e o de 2013 demonstra a grande probabilidade de futuras perdas para o SEN (v. capítulo 11), que atingem centenas de milhões de euros em diversos cenários plausíveis.

17. Ao longo dos trabalhos da CPIPREPE foram apurados factos sobre a atuação de Manuel Pinho e João Conceição, arguidos no âmbito da investigação judicial decorrente da “Operação Ciclone”, que se somaram à informação extraída do processo judicial em curso e remetida à CPIPREPE pela Procuradoria Geral da República. Esses novos factos apurados pela CPIPREPE foram comunicados à PGR e constam deste relatório, reforçando e em nenhum caso contrariando indícios que levaram à abertura do referido processo de investigação.

18. As obrigações da ERSE devem ser formalizadas quanto obrigação de pontualmente publicar online e de modo acessível todos os estudos e relatórios da ERSE, bem como as atas do seu Conselho de Administração.


Recomendações

CAE/CMEC

  • Devem ser tomadas as medidas legislativas e de governo necessárias para que, tal como indicado pela ERSE no cálculo do ajustamento final dos CMEC, os elementos que pervertem o objetivo legal da manutenção do equilíbrio contratual dos CAE continuem a ser corrigidos.
  • A sobre-remuneração constituída na atribuição dos CAE à EDP e mantida pelos CMEC deve ser revista para o período remanescente deste regime
  • A Assembleia da República notificará a Direção-Geral de Concorrência da Comissão Europeia das presentes conclusões, com vista a uma eventual reapreciação do regime de auxílio de Estado aprovado em 2004.

 

Extensão da utilização do domínio público hídrico

  • Criação de um mecanismo de revisibilidade anual da compensação paga ao Estado pela EDP pela subconcessão do domínio público hídrico. Ao longo do período desta extensão, este mecanismo deve:
  • corrigir o efeito da subcompensação recebida da EDP em 2007 por efeito da utilização de duas taxas de desconto;
  • incorporar nos seus cálculos dos ajustamentos todos os ganhos de exploração, incluindo os relativos a serviços de sistema, que os estudos de 2007 não puderam incorporar plenamente.

 

Prorrogação da operação das centrais de Sines e do Pego

Quanto à central de Sines, duas hipóteses:

  • Legislar de modo a adequar o valor da renda paga pela cessão onerosa dos terrenos da central à recuperação integral dos valor económico da extensão (cláusula terceira, número dois, do contrato de direito de superfície: “o preço será atualizado de acordo com as disposições legais em cada momento aplicáveis”);
  • Definir na lei do Orçamento do Estado para 2020 a imediata aplicação a estas centrais de 100% da cobrança de ISP e, adicionalmente, um adicional ao ISP para os níveis de emissões destas centrais, a vigorar até à integral recuperação dos valores correspondentes à prorrogação da operação das centrais de Sines e do Pego.

 

Quanto à central do Pego

  • Estando já avaliado pela ERSE o valor da extensão da operação da central de Sines, deve a ERSE realizar desde já idêntica avaliação relativamente à central do Pego, com vista à sua aceitação pela Tejo Energia;
  • Quanto à recuperação, no momento do descomissionamento, do valor real de mercado dos equipamentos ambientais do Pego e de Sines, pagos pelos consumidores: legislar no sentido da proposta da ERSE em 2007.
  • Os valores assim recuperados devem aplicar-se na eliminação do défice tarifário.

 

Rendas pagas à REN pelos terrenos do domínio público hídrico/incentivo ao desempenho

  • Eliminação da remuneração estabelecida pela portaria 301-A/2013.

 

Produção em Regime Especial

  • Solicitar à ERSE o desenho de possíveis medidas que, de forma proporcional, permitam a recuperação pelo SEN das vantagens obtidas pelos produtores por efeito da rigidez da tarifa feed in face aos ganhos de eficiência resultantes da demora da entrada em produção;
  • Consideração desta experiência nas regras de futuros concursos, na prevenção de atrasos e das suas consequências sobre as características económicas dos projetos.

 

Mais-valias da titularização de dívida tarifária

  • Tal como proposto pelo relatório do Grupo de Trabalho SEE/DGEG/ERSE em 2016, a partilha dos resultados obtidos em operações de titularização de dívida tarifária deve ser objeto de iniciativa legislativa.
  • A proporção de tal partilha não deverá ser mais desfavorável ao SEN do que os 50/50 propostos pelo Grupo de Trabalho SEE/DGEG/ERSE. Este regime de partilha assegura um estímulo suficiente à EDP para uma gestão eficiente da dívida.
  • Como garantia da melhor prossecução do interesse público, o membro do governo com a tutela da energia deverá poder, por iniciativa própria ou sob proposta da ERSE, determinar ou suspender operações de titularização desencadeadas pela EDP - Comercializador de Último Recurso.
  • Este princípio deverá ser aplicado igualmente às mais-valias e menos-valias realizadas em operações de titularização realizadas no passado, de forma a recuperar para o SEN parte do saldo dessas operações, as quais importam em 198 milhões de euros positivos. Não tendo sido ilegal, esta apropriação integral é indevida e injusta, devendo ser corrigida.

 

Segurança de abastecimento e serviços de sistema

  • Terminar o incentivo ao investimento em novas centrais, cuja conexão com necessidades concretas do sistema elétrico está até hoje por justificar tecnicamente e cuja criação veio distorcer o quadro dos concursos do Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico, levantando a questão da sua legalidade;
  • Manter suspensos todos os pagamentos a título de incentivo à disponibilidade/reserva de segurança, fazendo-os depender, no futuro, das necessidades reais da segurança de abastecimento identificadas pela REN e confirmadas pela ERSE, no quadro da integração de novos instrumentos de disponibilidade a dinamizar do lado da procura e da oferta.
  • Imediata adoção de um teto para os custos com o serviço de interruptibilidade, atendendo à potência interruptível que corresponda às reais necessidades do SEN; redução de custos no curto prazo, com a criação de regime concorrencial, desenhado por escalões de potência interruptível por unidade de consumo; preparação de um novo quadro para este serviço redimensionado considerando a integração de novos instrumentos de disponibilidade do lado da procura e da oferta.
  • A integração dos serviços de sistema, em termos de política energética e planeamento estratégico do SEN em modelo concorrencial que propiciem a redução de custos para os consumidores e a maximização da integração da produção de fonte renovável.

 

Remuneração da potência eólica sob o DL 35/2013

  • Medidas legislativas para a reposição do equilíbrio económico do regime anterior ao DL 35/2013, assegurando a devolução aos produtores das contribuições voluntárias pagas até hoje, acrescidas dos juros respetivos;
  • Realização de um concurso em regime de leilão descendente para a atribuição de novas licenças eólicas. A tarifa feed in resultante desse leilão será paga, nos termos do DL 33-A/2005, a todas as centrais abrangidas por esse quadro legal;
  • No caso das centrais entretanto transacionadas, a ERSE deverá determinar uma taxa de rentabilidade razoável que, havendo casos em que não seja atingida sob o quadro legal reposto, dará origem a um mecanismo de compensação a pagar pelo SEN.

 

Repercussão da CESE e tarifa social através do mecanismo de “clawback”

  • Deve ser respeitada a não elegibilidade dos custos com a tarifa social e com a CESE para efeitos da aplicação do mecanismo de clawback (de equilíbrio entre Portugal e Espanha no MIBEL).

 

(...)

Resto dossier

Rendas da energia: os resultados do inquérito parlamentar

A comissão parlamentar de inquérito às rendas da energia procurou descortinar os meandros de mais de uma década de negociações e legislação produzida na área da energia, que se revelaram ruinosas para o Estado e continuam a pesar na fatura paga pelos consumidores. Dossier organizado por Luís Branco.

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“O mercado resolve”: a omissão na lei que pode ter valido 285 milhões à EDP

Ao contrário do que acontecia antes dos CMEC, a lei deixou de prever inspeções da REN às centrais abrangidas para verificar se cumpriam a disponibilidade de potência que anunciavam.

Dos CAE aos CMEC: governo escolheu não negociar desconto nas rendas

Na substituição dos contratos de aquisição de energia criados nos anos 90 por outros contratos adaptados à liberalização europeia do mercado elétrico, o governo Barroso/Portas decidiu manter os níveis de rentabilidade iniciais. Mas a lei abriu portas para novas vantagens à EDP. Entre elas, várias que levaram a pagamentos em excesso na ordem dos 510 milhões de euros, calcula a ERSE.

O “jackpot” eólico de 2013: tarifas garantidas às energias renováveis

O forte investimento nas energias renováveis contribuiu para que o país pudesse atingir as metas ambientais. Mas a descida dos preços de mercado tornou essas rendas num fator de distorção da concorrência.

Boston Consulting: os homens da EDP nos governos

O papel dos consultores da Boston Consulting Group na liberalização do mercado elétrico em Portugal é destacado no relatório final da comissão de inquérito às rendas da energia. Um dos consultores continuou nos quadros da consultora durante mais de um ano em que esteve no gabinete de Manuel Pinho.

O retiro universitário de Pinho patrocinado pela EDP

O protocolo de apoio assinado entre a EDP e a Universidade de Columbia, que levou Manuel Pinho a dar aulas nos EUA após sair do governo, terá sido combinado com António Mexia quando Pinho ainda era ministro. Esta conclusão do relatório pode ser relevante para a investigação do Ministério Público.

Interruptibilidade: consumidores pagaram 727 milhões por um serviço nunca usado

Algumas unidades industriais e de comércio foram remuneradas durante anos pela sua disponibilidade para reduzir o consumo por ordem do operador do transporte de energia. Uma decisão do governo em 2010 fez aumentar as adesões e os custos deste serviço, que nunca foi necessário ativar.

Titularização da dívida tarifária: como a EDP ganhou centenas de milhões sem produzir

Em 2006, Manuel Pinho optou por manter as rendas elétricas e, para limitar o aumento do preço da eletricidade, criou o famoso défice tarifário. Esse défice - a parte dos custos não cobrada - foi preenchido com dinheiro da EDP, que passou a receber juros definidos pelo governo e pagos pelos consumidores na fatura. Partes dessa dívida foram vendidas no mercado financeiro com ganhos para a EDP. Como a lei não obrigava a devolver a diferença, esta dívida passou a ser um negócio milionário para a EDP.

Central de Sines: Estado prorrogou licença à EDP sem prazo nem contrapartidas

A passagem dos contratos CAE para os CMEC, abriu a porta à extensão da licença de produção na central de Sines para além de 2017, sem qualquer compensação para o Sistema Elétrico Nacional. A Comissão de Inquérito ouviu os protagonistas da decisão.