Despacho n.º 14315/2003 (2.ª série), de 23 de julho

Despacho n.º 14 315/2003 (2.ª série). - Despacho n.º 459/MEC/2003 - Princípios gerais para a definição da metodologia e dos principais parâmetros de valorização a usar no modelo de resolução dos contratos de aquisição de energia eléctrica. - A política comunitária do mercado interno da energia tem vindo a conhecer um acentuado desenvolvimento no sentido de uma crescente liberalização do sector eléctrico. A esta orientação geral virá juntar-se, a curto prazo, o início de funcionamento do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL), o qual implicará a mudança para um regime concorrencial da actual actividade de produção de energia eléctrica no Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP) por parte dos produtores vinculados. Trata-se de uma alteração substancial que obriga a rever as obrigações, compromissos e garantias actualmente atribuídos aos produtores.

O actual regime contratual que vincula os produtores do SEP, ao abrigo do qual se obrigam a abastecer, em exclusivo, este sistema, está consubstanciado em contratos de vinculação de longo prazo, os contratos de aquisição de energia eléctrica (CAE), celebrados entre os produtores vinculados e a entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica (RNT). No clausulado dos CAE está estabelecida uma garantia quanto à remuneração dos investimentos realizados e à cobertura quer de novos investimentos quer dos encargos de exploração, em condições bem definidas e válidas até ao termo do prazo de cada um daqueles contratos.

A mudança do quadro legal e regulatório associada à implementação do MIBEL torna a remuneração da actividade de produção de energia eléctrica dependente das condições e preços de mercado, introduzindo factores de risco e de incerteza inexistentes no regime contratual vigente. A extinção dos CAE, antes do termo do prazo, motivada por alterações do quadro legislativo não se encontra prevista no contrato, pelo que se impõe a necessidade de definir, atempadamente, mecanismos que garantam aos produtores vinculados uma contrapartida indemnizatória equivalente à manutenção do equilíbrio contratual.

O processo que irá conduzir à extinção antecipada dos CAE celebrados entre os produtores vinculados e a entidade concessionária da RNT consiste, num primeiro passo, no estabelecimento dos princípios gerais da metodologia a adoptar e dos principais parâmetros de valorização da indemnização, conforme o presente despacho.

Uma vez estabelecidos os elementos anteriores, será possível calcular os custos de manutenção do equilíbrio contratual (CMEC), proceder à fixação das correspondentes indemnizações e definir os mecanismos e prazos do respectivo pagamento aos produtores e da inerente repercussão nas tarifas.

Assim:

Aprovo os princípios gerais da metodologia e dos principais parâmetros de valorização a usar no processo de extinção dos CAE e determino o seguinte:

Artigo 1.º

Princípios gerais dos custos de manutenção

do equilíbrio contratual

1 - Os custos de manutenção do equilíbrio contratual (CMEC) são determinados, para cada centro electroprodutor, pela diferença entre o valor residual do respectivo contrato de aquisição de energia eléctrica (CAE), calculado à data da sua extinção, e as receitas expectáveis em regime de mercado, deduzidas dos correspondentes encargos de exploração, umas e outros reportados àquela mesma data.

2 - Os principais parâmetros a utilizar na aplicação da metodologia estabelecida no número anterior são definidos, para cada centro electroprodutor vinculado, nos termos seguintes:

a) Valor residual ou valor actual de referência, reportado à data prevista para a extinção antecipada do CAE, calculado de acordo com as disposições nele previstas. No caso dos produtores hidroeléctricos, caso o produtor pretenda manter a exploração até ao termo da concessão do domínio hídrico, aquele valor residual poderá ser deduzido do valor, reportado à mesma data, dos bens que, nos termos do seu título de concessão, não devessem reverter gratuitamente para o Estado no final do CAE;

b) Receitas expectáveis em regime de mercado obtidas pelo produto de um preço de referência de mercado, incluindo a garantia de potência, diferenciado por postos horários conforme definido no anexo deste despacho pelo valor da produtividade estimada do centro electroprodutor diferenciada pelos mesmos postos horários;

c) Encargos expectáveis de exploração, calculados para um período compreendido entre as datas de extinção antecipada do CAE e a data prevista para o fim do mesmo, nos termos estabelecidos no respectivo clausulado. Nestes encargos deverão ser incluídos todos os custos fixos e variáveis de operação e manutenção do centro electroprodutor e os encargos com aquisição de combustível, nos termos seguintes:

c.1) Para todos os centros electroprodutores, os encargos de exploração incluem eventuais custos resultantes de contratos de arrendamento, de constituição de direitos de superfície ou de compra de terrenos afectos ao centro electroprodutor e às suas instalações de apoio;

c.2) Para todos os centros electroprodutores, os encargos fixos expectáveis são calculados com base nos valores anuais correspondentes definidos no CAE;

c.3) Relativamente aos centros electroprodutores a fuelóleo, os encargos de combustível são calculados com base nos índices Platts dos Mercados Noroeste Europeu (NWE) e Mediterrâneo (MED) para fuelóleo com 1% de teor de enxofre;

c.4) Quanto aos centros electroprodutores de turbinas a gás alimentadas a gasóleo, os encargos de combustível são calculados com base no preço máximo de venda ao público, no mercado nacional, do gasóleo a granel com teor máximo de enxofre de 0,2%, calculado pela Direcção-Geral de Energia (DGE);

c.5) Quanto aos centros electroprodutores a carvão, os encargos de combustível são calculados com base na média aritmética dos índices de preços de carvão da Comunidade Europeia;

c.6) Relativamente aos centros electroprodutores a gás natural, os encargos de combustível são calculados com base nos preços médios trimestrais do gás natural entregue pela TRANSGÁS aos centros electroprodutores do SEP;

c.7) Os índices de combustíveis referidos nos pontos anteriores são corrigidos considerando os custos CIF de transporte e outros para entrega no centro electroprodutor.

3 - As receitas e os encargos de exploração expectáveis em regime de mercado são actualizados à data da extinção antecipada dos CAE.

4 - Para efeitos da actualização referida no número anterior, deverá ser considerada a taxa real de remuneração antes de impostos, prevista ou implícita no respectivo CAE, eventualmente acrescida de um prémio de risco.

5 - O prémio de risco referido no número anterior pode ser diferenciado por centro electroprodutor ou por tipo de tecnologia do parque produtor e deve ser definido com base num investimento de risco equivalente, tendo em conta as respectivas características tecnológicas específicas e a envolvente de mercado.

6 - A metodologia a adoptar para o cálculo dos CMEC deve assegurar a manutenção do equilíbrio contratual, sendo objecto de diploma específico.

Artigo 2.º

Propostas dos produtores

Os produtores vinculados de energia eléctrica que abastecem o SEP e que são parte nos CAE celebrados com a entidade concessionária da RNT, ao abrigo do artigo 15.º do Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de Julho, com a redacção que lhe é dada pelo Decreto-Lei n.º 56/97, de 14 de Março, adiante designados por produtores, devem apresentar junto da DGE uma proposta de quantificação segundo a metodologia e os parâmetros referidos no artigo 1.º ou, em alternativa, apresentar outros parâmetros e a respectiva proposta de quantificação.

Artigo 3.º

Prazo da entrega da proposta

As propostas referidas no artigo anterior devem ser apresentadas no prazo de 20 dias corridos contados a partir da data de comunicação deste despacho aos produtores identificados no artigo 2.º

Artigo 4.º

Elementos adicionais às propostas

1 - Os produtores podem apresentar propostas complementares quando, para efeitos da manutenção da produtividade de um centro electroprodutor, se preveja a necessidade de efectuar investimentos adicionais no período de vigência do respectivo CAE, designadamente os resultantes de imposições legais relativas à protecção ambiental.

2 - Os produtores podem ainda apresentar, quando aplicável, no prazo referido no artigo 3.º, um levantamento de todas as restrições à exploração de centros produtores hidroeléctricos ou de recursos hídricos, já formalizadas ou ainda não formalizadas mas efectivamente verificadas, acompanhado de uma metodologia de cálculo que permita avaliar o custo de novas restrições, tendo em conta o preço de referência do mercado referido no artigo 1.º

Artigo 5.º

Procedimento de aprovação

1 - Findo o prazo de apresentação das propostas, a DGE procederá à sua avaliação e eventual compatibilização, podendo solicitar, sempre que necessário, a apresentação de elementos adicionais ou de propostas alternativas tendo em vista garantir a igualdade de tratamento a todos os intervenientes.

2 - Após a análise de todos os elementos apresentados, a DGE definirá a metodologia final e os valores dos parâmetros de valorização a adoptar no modelo de extinção dos CAE.

3 - A metodologia final referida no número anterior contemplará ainda o conjunto de critérios, designadamente de carácter técnico e financeiro, que constituem a base da avaliação das propostas de valores de compensação a aplicar a cada centro electroprodutor e a apresentar posteriormente por cada produtor.

4 - A metodologia e os parâmetros de valorização a adoptar no modelo de extinção dos CAE serão comunicados pela DGE aos produtores, que devem pronunciar-se no prazo de sete dias corridos, competindo à DGE a elaboração da proposta final a utilizar em fases posteriores do processo.

5 - Definidos a metodologia e os parâmetros de valorização finais, a DGE solicitará a respectiva aprovação ao Ministro da Economia.

Artigo 6.º

Norma excepcional

A não apresentação de uma proposta por qualquer produtor remete o seguimento do processo para as disposições que vierem a ser legalmente definidas.

Artigo 7.º

Produção de efeitos

Este despacho entra em vigor na data da sua assinatura.

4 de Julho de 2003. - Pelo Ministro da Economia, Franquelim Fernando Garcia Alves, Secretário de Estado Adjunto do Ministro da Economia.

ANEXO

Definição dos postos horários

A duração relativa dos postos horários do diagrama mensal de duração de cargas, resultante da classificação das cargas por ordem decrescente, é a mesma para todos os meses e pressupõe durações de 6%, 28% e 18%, 21% e 27%, respectivamente para o 1.º, 2.º, 3.º, 4.º e 5.º postos horários, correspondendo o 1.º posto às horas de maior procura.