Economia

Um guia para se orientar na discussão sobre as "rendas da energia" (e saber quanto lhe estão a custar)

Foto Jeff J Mitchell/Getty Images

O Expresso preparou um guia para não se perder nos trabalhos da comissão de inquérito sobre as rendas das elétricas, que esta tarde retoma os seus trabalhos. O “monstro”, como lhe chamou Mira Amaral, não precisa de ser um bicho de sete cabeças

Miguel Prado

Miguel Prado

Jornalista

As rendas da energia são o centro de uma nova comissão parlamentar de inquérito que nos próximos meses se debruçará sobre os custos do sector elétrico, os responsáveis políticos que os aprovaram e o impacto que eles têm para as famílias e empresas.

Dezenas de especialistas estarão no Parlamento a responder às questões e dúvidas dos deputados, num rol de audições que começou com Pedro Sampaio Nunes e Luís Mira Amaral, e que ouvirá outros conhecedores, reguladores, gestores e governantes, atuais e passados, com responsabilidades no sector energético.

Os custos do sector elétrico variam de ano para ano, mas segundo várias fontes mais de 80% dos encargos estão pré-determinados, seja ao abrigo de rendas previstas por lei, contratos de longo prazo, subsídios ou outros complementos de remuneração, deixando dúvidas quanto ao sucesso do mercado ibérico de eletricidade e à sua efetiva contribuição para um espaço concorrencial que induza preços mais baixos para o consumidor.

O Expresso preparou um guia com alguns dos termos que mais serão usados na comissão de inquérito e que fazem parte do léxico comum de quem vive ou convive com o negócio da eletricidade. Mira Amaral qualificou a subsidiação do sector como “o monstro elétrico”. Mas não precisa de ser um bicho de sete cabeças.

O que são os CAE?

Os CAE - Contratos de aquisição de energia (em inglês: PPA, “power purchase agreements”) são contratos de longo prazo que garantem a determinados produtores de eletricidade condições pré-definidas para a venda da sua energia à rede elétrica. Em Portugal há dois CAE ativos, criados na década de 1990, os relativos às empresas Turbogás (que explora uma central de ciclo combinado alimentada a gás natural, na Tapada do Outeiro) e Tejo Energia (que tem uma central a carvão no Pego). O grupo EDP tinha ainda mais de duas dezenas de CAE, que em 2007 foram cessados antecipadamente e substituídos pelos CMEC - Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contratual.

Nos últimos cinco anos, os CAE custaram em média 123 milhões de euros por ano, perto de 20 euros anuais por cada um dos seis milhões de consumidores de eletricidade.

E o que são os CMEC?

Os Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC) são as compensações pagas à EDP desde 2007 pela extinção dos seus CAE antes dos prazos inicialmente previstos desses contratos. Os CMEC surgiram como uma forma de assegurar, com neutralidade financeira, que a EDP passava a vender a eletricidade das suas centrais no mercado ibérico (no âmbito do projeto de liberalização em curso), sem perder as condições que lhe tinham sido concedidas nas mais de duas dezenas de CAE que tinha (na sua maior parte para centrais hidroelétricas, mas também algumas termoelétricas, como a central a carvão de Sines). O quadro legal que criou os CMEC foi aprovado em 2004, tendo merecido do regulador da energia reservas quanto à forma como a neutralidade financeira seria assegurada (sem lesar os consumidores), mas este instrumento só entrou em vigor em 2007.

O desenho inicial dos CMEC previa conceder à EDP uma remuneração de 36 euros por cada megawatt hora (MWh), mas a reformulação destas compensações em 2007 elevou o preço de venda da energia para 50 euros por MWh. A EDP garante que esta revisão em alta do preço de venda não a beneficiou economicamente, pois em contrapartida a parcela inicial do CMEC que lhe seria paga baixou de 3,4 mil milhões de euros (previstos em 2004) para 833 milhões de euros (efetivamente acordados em 2007, para pagamento à elétrica em 10 anuidades). Nos últimos cinco anos, os CMEC custaram em média 220 milhões de euros por ano, o equivalente a quase 36 euros anuais por cada família.

Muitas das centrais da EDP já terminaram o seu contrato CMEC, tendo passado a vender a sua energia no mercado ibérico sem qualquer compensação. Fruto dos diferentes prazos de remuneração das várias centrais, a EDP continuará a ter estas rendas até 2027, ano em que a última central abrangida pelos CMEC termina o seu contrato.

Em paralelo com a criação dos CMEC, a EDP assegurou, também em 2007, a extensão das concessões do domínio hídrico, tendo pago ao Estado uma contrapartida de 759 milhões de euros para prolongar por mais de duas décadas o direito de uso das centrais hidroelétrias (a maior parte das quais abrangidas pelos contratos CMEC). O facto de essa extensão ter sido concedida sem concurso está ainda a ser analisada pela Comissão Europeia, na sequência de queixas apresentadas por um conjunto de cidadãos portugueses (entre eles o antigo secretário de Estado Pedro Sampaio Nunes).

A conjugação dos CMEC e da extensão do domínio hídrico são matérias que estão também a ser investigadas pelo Ministério Público, que suspeita que a EDP tenha tido vantagens económicas com as decisões do antigo ministro Manuel Pinho.

O que é a garantia de potência?

A garantia de potência é um pagamento feito a alguns produtores de eletricidade pela sua disponibilidade para terem as suas centrais aptas a produzir em qualquer momento. Quando há um elevado peso de fontes renováveis num sistema elétrico, a rede precisa de ter uma capacidade de suporte para lidar com a intermitência das renováveis (o vento nem sempre sopra, o sol apenas gera produção de dia, e a produção hídrica varia consoante haja ou não água nas barragens). Para evitar riscos de colapso no abastecimento de eletricidade ao país, um sistema elétrico tem de ter pelo menos uma de duas válvulas de segurança: ou grandes centrais termoelétricas que possam arrancar rapidamente quando há uma quebra súbita na produção renovável, ou a disponibilidade de grandes consumidores para interromperem de imediato o seu consumo elétrico. No primeiro caso, as centrais elétricas são remuneradas pela disponibilidade (porque passam boa parte do ano paradas, sem vender energia à rede). No segundo caso são os grandes consumidores que são remunerados (pela interruptibilidade). Nos últimos cinco anos a garantia de potência custou em média 14 milhões de euros por ano, ou 2,25 euros anuais por família.

Já ouviu falar na sigla PRE?

A Produção do Regime Especial (PRE) agrega um conjunto de produtores de eletricidade aos quais foi garantido, por lei, o direito a receber uma tarifa pré-determinada (e atualizada anualmente pela taxa de inflação) durante 15 anos ou até venderem um dado volume de energia. Aqui se incluem os parques eólicos, as centrais fotovoltaicas, as mini-hídricas, as centrais de biomassa, as centrais de cogeração (produção simultânea de calor e eletricidade), entre outros. O regime especial é hoje uma das rubricas que mais oneram os custos do sistema elétrico, dado que os preços garantidos aos produtores estão sistematicamente acima dos preços de mercado a que a eletricidade é transacionada no Mibel. Os produtores de renováveis argumentam, no entanto, que a sua mera existência contribui para baixar o preço do mercado ibérico, já que o seu volume de produção preenche uma parte substancial da procura de eletricidade. A PRE gerou nos últimos cinco anos um sobrecusto médio de 1240 milhões de euros por ano, ou seja, 202 euros anuais por família.

Afinal de contas, o que são as “rendas excessivas”?

A expressão “rendas excessivas” ganhou palco mediático em 2012, quando o então secretário de Estado da Energia, Henrique Gomes, encomendou a uma equipa de peritos de Cambridge, um estudo sobre a rentabilidade dos produtores de eletricidade em Portugal.

O estudo concluiu que vários segmentos da produção elétrica portuguesa tinham um diferencial considerável entre os seus custos de capital (WACC) e o retorno proporcionado pelas rendas que lhes estavam garantidas, um “excesso” que Henrique Gomes procurou corrigir, ainda em 2011, com a ideia de impor aos produtores elétricos uma “contribuição especial”. Mas como o Governo estava a privatizar a EDP (tendo posto à venda os 21,35% que acabariam por ir parar à China Three Gorges), o Ministério das Finanças bloqueou as pretensões do secretário de Estado da Energia, que se demitiu em março de 2012. A verdade é que um ano e meio depois o mesmo Governo avançou com a CESE, em moldes diferentes da contribuição pensada por Henrique Gomes.

O estudo de Cambridge detetou diferentes níveis de “rendas excessivas”. Os CMEC, por exemplo, apresentavam um custo de capital de 7,55% e uma taxa efetiva de retorno (antes de impostos) de 14,22%, o que configurava, a valores de 2011, uma “renda excessiva” de 165 milhões de euros por ano. Nos CAE, o custo de capital era de 7,9% e a taxa de retorno rondava os 13%, gerando rendas excessivas de 8 milhões de euros por ano para a Turbogás e de 13 milhões por ano para a Tejo Energia. Nas renováveis o estudo de Cambridge detetou também rendas excessivas, com destaque para as eólicas, que estariam (em 2011) com uma “folga” de 54 milhões de euros anuais.

Além deste conjunto de conceitos, que estão associados às chamadas "rendas dos produtores de eletricidade", há ainda um outro grupo de termos que vale a pena reter:

Não, CESE não tem nada a ver com “CESE the day”

A Contribuição Extraordinária sobre o Sector Energético (CESE) foi criada no final de 2013, no Orçamento do Estado para 2014. O objetivo era pôr as maiores empresas de eletricidade a pagar uma taxa (o valor de referência era de 0,85% sobre o ativo líquido registado no início de cada ano, mas com várias exceções), que renderia, pelos planos do Governo (e da troika), uma receita de 150 milhões de euros por ano. Do montante cobrado pela CESE o Estado afetaria dois terços à redução da dívida tarifária da eletricidade e um terço a outras medidas de política energética.

A cobrança efetiva da CESE tem sido, contudo, bem menor, dado que dois dos maiores contribuintes, a Galp e a EDP, se recusam a pagar, tendo impugnado a sua liquidação (as garantias prestadas pelas duas empresas, de valor igual ao que deviam pagar de CESE, não podem ser usadas pelo Estado para os fins previstos da CESE). A REN, outro dos maiores pagadores da CESE, tem liquidado a sua parte, mas contestando em tribunal. A CESE, criada inicialmente para o sector elétrico, foi ainda alargada aos contratos de importação de gás natural da Galp Energia, o que a petrolífera também contestou.

CIEG. Aqui está uma questão que junta interesses e custos

Os CIEG - Custos de Interesse Económico Geral, são a designação do conjunto de encargos diretamente resultantes de medidas de política energética e ambiental que oneram a fatura da eletricidade.

Segundo o regulador da energia, em 2018 os CIEG custam aos consumidores portugueses 1,37 mil milhões de euros, mas em conjunto com outras medidas de sustentabilidade e estabilidade adotadas na última década o preço total a pagar nas tarifas deste ano ascende a 2,2 mil milhões de euros (valor que inclui, por exemplo, custos do sistema elétrico já ocorridos no passado e diferidos para os anos seguintes).

Nos CIEG incluem-se o sobrecusto associado às energias renováveis e cogerações, os CAE, os CMEC, as rendas pagas aos municípios, a garantia de potência, o custo de funcionamento do regulador da energia, os pagamentos à Autoridade da Concorrência, encargos de convergência tarifária com a Madeira e Açores, entre outras rubricas.

Clawback não é uma banda de rock. Então, é o quê?

O “clawback” é um mecanismo de reposição de equilíbrio no mercado ibérico de eletricidade. Foi criado em 2013 (Decreto-Lei 74/2013), na sequência da aplicação de novos impostos aos produtores elétricos espanhóis. Como o mercado ibérico está integrado e os preços grossistas são praticamente iguais dos dois lados da fronteira, o Governo português decidiu criar um mecanismo para cobrar às centrais elétricas portuguesas a devolução de eventuais ganhos adicionais que tivessem à boleia da esperada subida de preços das centrais elétricas espanholas (que repercutiram nos seus preços no mercado o impacto dos novos impostos criados pelo Governo).

Já em 2017 o Governo do PS interveio, para corrigir os termos de funcionamento do “clawback”, que por um despacho de 2015, aprovado pouco antes da queda do Governo do PSD/CDS, veio reconhecer às elétricas portuguesas o direito a descontar os seus encargos com a tarifa social e com a CESE no que pagariam de “clawback”. A EDP e a Endesa, as principais visadas por este mecanismo, estão a contestar em tribunal a intervenção legislativa do Governo PS.

Tem curiosidade em saber o que é um CUR?

O comercializador de último recurso (CUR) é juridicamente a entidade obrigada a fornecer eletricidade a qualquer consumidor, uma incumbência que está atribuída à EDP Serviço Universal. Como incumbente, a EDP Serviço Universal está regulada e cobra as tarifas de venda de energia definidas pelo regulador. Adicionalmente, o CUR tem outras obrigações. Uma delas é a de adquirir toda a eletricidade de origem renovável que beneficia de tarifas garantidas. A EDP Serviço Universal paga aos produtores as tarifas que lhes estão garantidas, sendo depois compensada pelos desvios tarifários associados a essa obrigação.

É uma fardo para os consumidores, mas sabe o que é, na verdade, a dívida tarifária?

A dívida tarifária é o saldo acumulado dos sucessivos défices tarifários que anualmente o sector elétrico vem registando, pelo facto de os preços pagos pelos consumidores não cobrirem integralmente todos os custos associados à produção de eletricidade.

A dívida tarifária foi crescendo ao longo dos anos por um conjunto de decisões políticas (quer de governos do PS, quer do governo PSD/CDS) que visaram evitar que num dado ano os consumidores fossem sujeitos a aumentos expressivos na sua fatura elétrica, atirando para o futuro a cobrança de custos passados.

A dívida tarifária da eletricidade em Portugal já superou os 5 mil milhões de euros, estando atualmente nos 3,6 mil milhões de euros. Enquanto não é paga, esta dívida rende juros (suportados pelas tarifas elétricas) aos seus titulares. Os créditos sobre a maior parte da dívida tarifária já foram vendidos pela EDP em sucessivas operações de titularização, deixando esses créditos (e o direito aos juros) nas mãos de investidores financeiros. Em 2018 os consumidores de eletricidade estão a suportar 104 milhões de euros só em juros da dívida tarifária.

O que faz a ERSE?

A Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) tem, entre outras, a competência de fixar anualmente as tarifas reguladas de eletricidade, estabelecendo os proveitos permitidos de empresas como a EDP Serviço Universal, EDP Distribuição e REN, e as tarifas de acesso à rede elétrica a suportar por famílias e empresas. A ERSE também tem capacidade sancionatória para penalizar as empresas que violem os vários regulamentos do sector energético.

Sabe quem é o Mibel Sousa Tavares, certo? E o Mibel?

O mercado ibérico de eletricidade (Mibel) é a plataforma em que os produtores elétricos portugueses e espanhóis vendem diariamente a sua energia às empresas que depois a comercializam aos consumidores finais. Há grupos económicos que atuam simultaneamente como vendedores e compradores (como a EDP, Iberdrola, Endesa, entre outras), mas também há empresas que apenas produzem ou apenas adquirem eletricidade no Mibel. O Mibel tem duas plataformas principais de transação. O OMIE é o operador do mercado “spot”, para contratos para o próprio dia ou para o dia seguinte. O OMIP opera o mercado de futuros e produtos derivados, para contratos diários, semanais, mensais, trimestrais e anuais.

Rendas da baixa tensão são rendas baratas?

As rendas de concessão em baixa tensão são receitas que anualmente os municípios de Portugal Continental recebem pela passagem das linhas elétricas de baixa tensão nos seus territórios. Nos últimos cinco anos estas renderam cifraram-se numa média anual de 255 milhões de euros, equivalentes a quase 42 euros anuais por família.

Valorágua é o preço do litro de água?

É um modelo informático que permite fazer simulações do sistema de produção de eletricidade, nomeadamente para aferir as condições ótimas de eficiência de uma central elétrica. Vem sendo usado como ferramenta para calcular as compensações a pagar à EDP a título de CMEC.

Não é “nhac”, é WACC

Sigla para Weighted Average Cost of Capital (custo médio ponderado de capital), que designa o custo que uma empresa tem para financiar os seus projetos e investimentos, ponderado pelas diferentes fontes de financiamento (empréstimos, capital próprio, obrigações) e que varia consoante os riscos a que essa empresa ou os seus projetos estão expostos.