Ano: 2018

A Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) concluiu que os produtores de energia em regime especial com remuneração garantida estão “tendencialmente sobrecompensados” e propõe que passem a suportar os custos dos respetivos desvios.

“A ERSE propõe que os produtores em regime especial com remuneração garantida suportem os custos dos respetivos desvios”, lê-se nas conclusões do estudo “Instrumentos para a participação da Oferta e da Procura na Gestão do Sistema Elétrico Nacional (SEN)”, hoje divulgado pelo regulador.

Segundo sustenta, “esta proposta justifica-se quer de forma a introduzir um incentivo objetivo a que haja uma melhoria da sua operação (que tem reflexo na ocorrência de desvios), quer por uma questão de igualdade de tratamento entre estes produtores e os que operam em mercado (desde início da sua atividade ou porque cessou a tarifa garantida), quer ainda por questões de harmonização com Espanha no âmbito do mercado ibérico”.

De acordo com as conclusões do estudo da ERSE, os produtores de energia com remuneração garantida estão “tendencialmente sobrecompensados”, enquanto os que operam em regime de mercado estão “tendencialmente sub-remunerados”.

Conforme explica, “os produtores com remuneração garantida ou enquadrada por um mecanismo legal ou regulatório apresentam genericamente valores da Taxa Interna de Rendibilidade (TIR) superiores aos respetivos Custos Médios Ponderados de Capital (WACC – Weighted Average Cost of Capital, na sua terminologia inglesa), ou, quando muito, valores aproximados”.

Pelo contrário, os produtores em regime de mercado encontram-se “tendencialmente sub-remunerados”, tendo a ERSE concluído pela “existência de um ‘desincentivo’ à própria operação no caso das tecnologias térmicas, na medida em que observam TIR inferiores aos correspondentes WACC”. “Para os restantes casos – centrais hídricas em mercado ou solares fotovoltaicas – os valores de TIR e WACC estão relativamente alinhados”, acrescenta.

Segundo a ERSE, o estudo evidenciou também que “alguns dos instrumentos atualmente em vigor têm sobreposições nos objetivos e nos resultados, o que pode concorrer para a eventual existência de sobrecompensações”.

Outra das conclusões foi que, apesar de se dever manter como “orientação global” um modelo harmonizado à escala da União Europeia, a concretização dos objetivos de política “deve integrar uma abordagem que não esqueça as especificidades nacionais ou regionais que não se podem evitar”.

Neste contexto, o regulador propõe a transferência da obrigação de previsões da Produção em Regime especial (PRE) do Comercializador de Último Recurso (CUR) para o Operador da Rede de Transporte (ORT) – ou seja, a REN – argumentando que, “com o progressivo decréscimo do volume de PRE com tarifa garantida e com a entrada de produtores renováveis diretamente para mercado, importa, numa primeira fase, densificar a experiência de previsão por entidade terceira que tenha abrangência de informação e atue de forma independente em relação aos agentes em mercado”.

Ainda recomendado é o “fim da exclusividade da aquisição da PRE com remuneração garantida pelo comercializador de último recurso”, considerando o regulador que, atualmente, o CUR “atua como um agregador regulado e monopolista”, o que “pode dificultar o aparecimento de outras entidades a atuar como agregadores em regime de mercado (por exemplo, comercializadores) com dimensão crítica suficiente para que a respetiva operação seja comercialmente justificável”.

Conforme sustenta, para o sistema elétrico nacional esta evolução teria como “principais aspetos positivos” a harmonização com o mercado espanhol, com o qual Portugal se encontra “fortemente integrado” ao nível do mercado grossista, e a promoção faseada da atividade de agregação e representação, “o que permitiria que mais comercializadores e de forma mais preparada pudessem estruturar esta atividade para o conjunto de produtores que, finda a tarifa garantida, estejam integrados numa pura operação de mercado”.

Outro aspeto positivo seria a indução de “concorrência ao nível da previsão e gestão dos níveis de desvios, o que concorreria para um potencial ganho de eficiência neste plano”.

No estudo, o regulador do mercado energético defende ainda a “implementação de um mecanismo regulado competitivo de venda de garantias de origem (mercado verde)”, uma solução que “visa responder à procura crescente, nomeadamente por parte dos comercializadores em regime de mercado, contribuindo para reduzir o sobrecusto da PRE com remuneração garantida”.

O “tratamento do regime de interruptibilidade no consumo no mesmo quadro conceptual dos mecanismos de mercado existentes para outros instrumentos” é outra das recomendações da ERSE, segundo a qual “o regime de interruptibilidade tem evidentes similitudes com outros instrumentos de gestão do sistema elétrico e deve, no espírito das regras europeias, ser orientado por regras de mercado”.

“Havendo já um procedimento com características semelhantes para a reserva de segurança do SEM [Sistema Elétrico Nacional], parecer haver sentido em que o mesmo mecanismo (isto é, procedimento de leilão e regras gerais) se possa utilizar para a atribuição do serviço de interruptibilidade, permitindo-se, simultaneamente, evitar a consignação da mesma capacidade a dois produtos similares e fomentar a liquidez do mecanismo, ainda que com dois produtos distintos”, refere.

A concretização da figura do facilitador de mercado, “já prevista na legislação”, e da figura do agregador, “enquanto entidade prestadora de serviços ao sistema, em nome dos consumidores ou pequenos produtores, à margem do fornecimento de energia elétrica”, são outras das indicações constantes do estudo da ERSE.

(Notícia atualizada às 17h54 com correção da Lusa no primeiro parágrafo)