A Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) está a elaborar um estudo para avaliar os custos de produção e o regime de remuneração de cada uma das tecnologias de produção de eletricidade. A presidente da ERSE, Cristina Portugal, revelou alguns resultados ainda preliminares desta avaliação que mostra que produtores e que tecnologias estão a receber uma sobrecompensação, paga pelos consumidores de eletricidade e que mais de 85% da produção de eletricidade recebe algum tipo de incentivo.

Os resultados, ainda preliminares, “permitem concluir que alguns produtores estão a ser sobrecompensados”, disse a presidente da ERSE esta terça-feira na comissão parlamentar de inquérito às rendas excessivas pagas aos produtores de eletricidade. Mas também há tecnologias que estão a receber abaixo da rentabilidade assegurada pelas Obrigações do Tesouro a 10 anos, um produto que tem sido usado como referência para fixar as remunerações em várias operações do setor elétrico.

Sem surpresa, os parques eólicos mais antigos, atribuídos ao abrigo da legislação de 2001, e que entraram em funcionamento a partir de 2004, são os que beneficiam de taxas de remuneração mais elevadas, podendo ultrapassar os 16%. Estas taxas evidenciam também o tempo que decorreu entre a atribuição da tarifa bonificada e a evolução tecnológica que decorreu até à entrada em produção destas unidades, que em alguns casos demoraram vários anos.

Do outro lado, desta escala estão as centrais a gás natural em regime de mercado, e a quem chegou a ser atribuída a garantia de potência, um mecanismo de remuneração adicional que foi suspenso pelo atual Governo.

O estudo conclui ainda que mais de 85% da produção de eletricidade em Portugal tem algum tipo de incentivo ou subsídio que na maioria dos casos acaba por ser pago pelos consumidores de eletricidade. A tabela indica ainda que as centrais hídricas da EDP que estão no regime dos CMEC (custos de manutenção do equilíbrio contratual) têm uma remuneração máxima mais elevada do que as barragens em regime de mercado e até do que alguns parques eólicas.

Já a central de Sines, unidade a carvão da EDP, que saiu do regime dos CMEC no ano passado apresenta das taxas internas de rentabilidade mais baixas nas tecnologias analisadas. O trabalho da ERSE mostra ainda rentabilidades elevadas para as centrais que estão abrangidas pelos CAE (contratos de aquisição de energia) que antecederam os CMEC e que são exploradas por investidores internacionais. Os contratos com CAE e CMEC são também aqueles que apresentam taxas internas de rentabilidade (TIR) mínimas mais elevadas, dado o princípio de remuneração garantida que proporcionam.

Para Cristina Portugal, estes resultados permitem concluir que os modelos de remuneração da produção de eletricidade em Portugal discriminam tecnologias, discriminam entre oferta e procura, sobrecompensam determinadas tecnologias e subcompensam outras tecnologias. Na fatura final, sobrecompensação é paga pelos consumidores

Os objetivos destes estudo, cujos resultados finais ficarão concluídos este verão, são:

  • Determinar os custos nivelados de produção de energia elétrica (LCOE) por segmentos representativos de produtores (tecnologias, regime remuneratório) e/ou a sua rentabilidade (TIR), considerando os apoios aos produtores.
  • Definição de segmentos de produtores representativos das tecnologias instaladas em Portugal e/ou dos regimes remuneratórios
  • Definição de pressupostos gerais (aplicados a todos os segmentos de produtores) e de pressupostos específicos (que refletem particularidades de cada segmento)
  • Definição de taxas de atualização para os cálculos financeiros, diferenciadas por segmentos de produtores e regimes remuneratórios, que reflitam o custo de capital de cada tipologia de produtor