Abril de 2015. Energia em Portugal O sector da electricidade Duarte Abecasis Lourenço Vilhena de Freitas

Abril de 2015

Energia em Portugal

O sector da electricidade

Duarte Abecasis

Lourenço Vilhena de Freitas

CFPCentro de Formação para Profissionais


Energia em Portugal - O sector da electricidade

I. Enquadramento geral

II. Regime anterior

III. Enquadramento Comunitário

IV. MIBEL

V. Regime actual e evolução do mesmo

VI. Produção em regime especial

VII. Conclusões




II. Regime anterior


IV. MIBEL

V. Regime actual


VII. Conclusões



“A energia é hoje a grande razão para a integração europeia”Durão

Barroso




II. Regime anterior

III. MIBEL

IV. Enquadramento Comunitário

V. Regime actual


VII. Conclusões



Regime do Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de Julho

O sistema eléctrico nacional era composto:

1 – Sistema de Serviço Público de Electricidade – “SEP”: mercado regulamentado

2 – Sistema Eléctrico Independente – “SEI”: mercado em regime livre



Sistema de Serviço Público de Electricidade – “SEP”

◊ Geração, transmissão e distribuição de electricidade desenvolvidas como serviço público

◊ Fornecimento de electricidade de acordo com padrões de qualidade de serviço

◊ Aplicação de tarifa uniforme em todo o território



Sistema de Serviço Público de Electricidade – “SEP”

Principais operadores de mercado:

◊ Produtores vinculados através de mecanismos contratuais

◊ Três companhias com licenças de produção: EDP – Gestão de Produção; Tejo Energia, S.A. e Turbogás – Produtora Energética, S.A.

◊ REN – entidade concessionária da rede nacional de transporte de energia eléctrica

◊ Ditribuidores vinculados

◊ Clientes vinculados



Sistema Eléctrico Independente – “SEI”

1 - Sector Eléctrico Não Vinculado - SENV

◊ Livre acesso à produção e comercialização de voltagem especialmente baixa, voltagem média, alta e muito alta

◊ Redes de distribuição não vinculadas em média e alta tensão, que ligavam produtores não vinculados a clientes não vinculados, sem ligações ao SEP

◊ Operadores podiam utilizar as infra-estruturas de transporte e de distribuição mediante o pagamento das tarifas aplicáveis

◊ Licenças eram atribuídas pela Direcção-Geral de Energia, após consulta à Entidade de Planeamento



Sistema Eléctrico Independente – “SEI”

2 – Produtores em Regime Especial

◊ Inclui centrais hidroeléctricas de pequenas dimensões iguais ou inferiores a 10 MW, a cogeração e as energias renováveis

◊ Os centros electroprodutores fornecem electricidade à rede do SEP

◊ Tarifas calculadas com base nos custos evitados ao SEP, incluindo um prémio ambiental

◊ Direito a entregar a energia produzida à rede do Sistema Eléctrico Nacional através dos pontos de recepção (Decreto-Lei n.º 312/2001, de 10 de Dezembro)




II. Regime anterior


IV. MIBEL

V. Regime actual


VII. Conclusões



Directiva 2003/54/CE

◊ Directiva 2003/54/CE estabeleceu novas regras para o mercado interno da electricidade

◊ Mercado de electricidade competitivo, seguro, ambientalmente sustentável e não discriminatório

◊ Previsão do serviço universal e do comercializador de último recurso

◊ Procedimentos de autorização para a construção de novas capacidades de produção – procedimentos objectivos, transparentes e não discriminatórios

◊ Garantia da possibilidade de criação de novas capacidades de produção (por concurso ou procedimento equivalente) ou previsão de medidas de eficiência energética/ gestão de procura para salvaguarda da segurança do fornecimento e da protecção do ambiente




◊ Independência dos operadores das redes de transporte e de distribuição face aos proprietários dessas redes

◊ A Directiva de 2003 não impõe a separação da propriedade dos activos das redes de transporte e de distribuição das empresas verticalmente integradas

◊ Acesso de terceiros às redes com base em tarifas publicadas, aplicável a todos os clientes elegíveis, aplicadas objectivamente e sem discriminação entre os utilizadores

◊ Todos os clientes devem ser exigíveis (fase de transição até 1 de Julho de 2007)

◊ Obrigatoriedade de criação de organismos com funções reguladoras, independentes de todos os interesses no sector da electricidade




◊ Prevê a separação efectiva da propriedade da rede de transporte de electricidade

◊ Independência das actividades de transporte relativamente às actividades de produção e comercialização – proibição do controlo, mas possibilidade de participação minoritária

◊ Visa a entrada no mercado de novos operadores, em condições não discriminatórias

◊ Maior protecção dos consumidores

◊ Fomento do recurso às energias renováveis

◊ Reforço do papel das entidades reguladoras




II. Regime anterior


IV. MIBEL

V. Regime actual


VII. Conclusões



MIBEL – Mercado Ibérico de Electricidade

◊ Pretende a completa integração dos dois mercados de electricidade, com base em princípios de transparência, livre concorrência, objectividade e liquidez, auto financiamento e organização dos mercados

◊ O objectivo é a atribuição de iguais direitos e obrigações aos diversos operadores; estrutura uniforme nas tarifas; criação de um único operador ibérico responsável pela gestão de mercado

◊ Criado pelo Acordo de Santiago de 20 de Janeiro de 2004

◊ Alterado em Junho de 2008, em Braga

◊ Conselho de Reguladores, composto pela ERSE e pela CNE



◊ Decretos-Leis n.ºs 184/2003 e 185/2003, de 20 de Agosto – definição das condições de exercício, em regime de mercado, das actividades de comercialização e exportação/importação de electricidade; liberalização da actividade de comercialização de electricidade; cessação dos CAE

◊ Decreto-Lei n.º 36/2004, de 26 de Fevereiro - estabelece como consumidores elegíveis (podem escolher livremente o seu fornecedor de electricidade) todos os consumidores de energia eléctrica, com excepção dos consumidores de energia eléctrica em baixa tensão normal (BTN)

◊ Decreto-Lei n.º 193/2004, de 17 de Agosto – permite que os consumidores em baixa tensão também possam escolher o respectivo fornecedor de energia eléctrica




II. Regime anterior


IV. MIBEL

V. Evolução do regime e regime actual


VII. Conclusões



Resolução do Conselho de Ministros n.º 169/2005, de 24 de Outubro

◊ garantia da segurança do abastecimento, promovendo:▪ a diversificação dos serviços energéticos ▪ a diversificação dos recursos primários → investimento em energias renováveis▪ a eficiência energética, do lado da oferta e da procura

◊ estímulo da concorrência, aumentando: ▪ a protecção do consumidor

▪ a eficiência e a competitividade das empresas

◊ respeito pela adequação ambiental de todo o processo, reduzindo o impacte ambiental, nomeadamente a intensidade carbónica do PIB

◊ viabilizar a existência de mais um operador integrado relevante no sector da electricidade em ambiente de concorrência, para operacionalização do MIBEL, num quadro de simetria tarifária e de paridade de regulação



Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de Fevereiro

◊ Sistema eléctrico nacional (SEN): “conjunto de princípios, organizações, agentes e instalações eléctricas relacionadas com as actividades abrangidas pelo decreto-lei no território nacional” (art. 10.º)

◊ SEN integra as actividades de:

▪ produção ▪ transporte▪ distribuição▪ comercialização de electricidade▪ operação de mercados de electricidade▪ operação logística de mudança de comercializador



Produção de electricidade

◊ Produção pode ser desenvolvida em regime ordinário ou em regime especial

◊ Acesso à actividade de produção é livre

◊ Estado actua de forma supletiva à iniciativa privada:

▪ cria as condições de enquadramento

▪ supre as falhas de mercado

▪ assume uma posição de garante do abastecimento de electricidade



Produção de electricidade em regime ordinário - licenciamento

◊ Produção é fundada no princípio da liberdade do exercício da actividade

◊ Exercício da actividade dependente de licença, necessária para:

▪ a compatibilização do exercício da actividade com os objectivos de ordenamento do território▪ salvaguarda do ambiente ▪ salvaguarda da segurança de pessoas e bens

▪ cumprimento de objectivos da política energética nacional, nomeadamente a natureza das fontes primárias a utilizar (necessidade de diversificação) e cumprimento da lei da concorrência

◊ Fundamentos objectivos para a recusa da atribuição da licença de produção

◊ A licença de produção em regime ordinário não está sujeita a prazo de duração, excepto a licença respeitante a centrais hidroeléctricas, sujeita a prazo compatível com o título de utilização do domínio hídrico

◊ A transmissão da licença de produção está sujeita a autorização da entidade licenciadora



Produção de electricidade em regime ordinário - licenciamento

◊ É necessária a autorização da entidade licenciadora em caso de fusão ou cisão, bem como de cedência a qualquer título da gestão ou exploração do centro electroprodutor

◊ A licença extingue-se por caducidade ou por revogação, implicando a extinção automática da licença de exploração e o titular fica obrigado à remoção das instalações implantadas sobre os bens do domínio público.

◊ A licença extingue-se por caducidade nos casos em que o titular não apresentar caução ou não iniciar a exploração do centro electroprodutor num certo prazo

◊ Uma licença pode ser revogada se o titular faltar ao cumprimento dos deveres relativos ao exercício da actividade, não cumprir determinações impostas pela fiscalização técnica, quando não constituir ou mantiver actualizado o seguro de responsabilidade civil ou incumprir deveres de informação à DGGE ou à ERSE



Produção de electricidade em regime ordinário

◊ Produtores em regime ordinário podem vender a electricidade

▪ celebração de contratos bilaterais com clientes finais ▪ celebração de contratos bilaterais com comercializadores▪ fornecer serviços de sistema, através da celebração de contratos com o operador de sistema ou através da participação em mercados organizados para o efeito

◊ O titular da licença de produção em regime ordinário pode

▪ comprar energia eléctrica até ao limite da sua capacidade de produção

▪ estabelecer e explorar linhas directas para comercialização da electricidade a clientes finais – estabelecimento de linhas directas apenas em caso de impossibilidade de abastecimento de clientes com recurso às redes do SEN, salvo se for técnica e economicamente mais vantajoso para o SEN



Intervenção estatal na produção de electricidade

◊ O ministro responsável pela área da energia pode pôr a concurso público a adjudicação de licenças para instalação de novos centros, para adopção de medidas de diversificação e promoção de tecnologias mais favoráveis para o ambiente, de forma a melhorar a segurança e flexibilidade da operação do sistema eléctrico

◊ Pode ainda pôr a concurso público ou estabelecer, mediante portaria, medidas de eficiência e gestão da produção que se afigurem como alternativas à construção e exploração de novos centros electroprodutores

◊ Concurso segue o regime da contratação de empreitada de obras públicas

Produção em regime ordinário• Extinção do CAE, criação dos CMEC e manutenção dos CAE das termoelectricas (Pego e

Tapada do Outeiro). Pagamentos por capacidade.• No domínio da produção em regime ordinário, o Decreto-Lei 32/2013, de 26 de Fevereiro,

procede à alteração do Decreto-Lei 240/2004, de 27 de Dezembro, no sentido de prever a possibilidade de redução, após proposta do produtor, dos encargos que integram a compensação atribuída aos produtores de eletricidade pela cessação antecipada dos receptivos Contratos de Aquisição de Energia, tendo a Portaria n.º 85-A/2013 fixado a respectiva taxa nominal em 4,72%.

• Ainda no mesmo âmbito, a Portaria n.º 145/2013, de 9 de Abril, procedeu à aprovação da Taxa anual de remuneração do deferimento dos sobrecustos com CMEC (Custos de Manutenção de Equilíbrio Contratual), que se fixa em 5% e procedeu à aprovação da Taxa anual de remuneração do deferimento dos sobrecustos com CAE (Contratos de Aquisição de Energia), que se fixa em 4%.

• E também com o mesmo objectivo, o Decreto-Lei 13/2014, de 22 de Janeiro expandiu o período das tarifas reguladas, determinando que os comercializadores de último recurso devem continuar a fornecer electricidade a clientes finais com consumos alta, média e baixa tensão especial que não tenham contratado no mercado livre o seu fornecimento (o período devia ter terminado em 31 de Dezembro de 2013, mas foi prorrogado até 31 de Dezembro de 2014, de acordo com o Regulamento n.º 27/2014, de 4 de Fevereiro).



Transporte de electricidade

◊ Concessão da exploração da Rede Nacional de Transporte (RNT)

◊ Concessão atribuída em exclusivo e em regime de serviço público

◊ A regra é a do concurso público, salvo atribuição a entidade sob o controlo efectivo do Estado ou se o concurso ficar deserto (em que pode ser adjudicada por ajuste directo)

◊ Depois do Decreto-Lei nº 29/2006, a concessão da RNT, atribuída à REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A., manteve-se na titularidade desta entidade.

◊ As novas bases da concessão da RNT foram aprovadas pelo Anexo II ao Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de Agosto

◊ Concessionária relaciona-se comercialmente com os utilizadores das respectivas instalações, tendo direito a receber uma retribuição, previstas no Regulamento Tarifário



Transporte de electricidade – bases da concessão

◊ A concessão abrange a exploração das infra-estruturas da rede de transporte e inclui a gestão técnica global do sistema

◊ A área da concessão exclui Regiões Autónomas

◊ A concessionária é obrigada a receber electricidade produzida pelos produtores ligados à RNT e a entregar electricidade ao distribuidor em AT e MT e aos clientes ligados à RNT.

◊ A recepção e entrega de electricidade só podem ser interrompidas por razões de interesse público, de serviço, por facto imputável ao produtor, ao distribuidor em AT ou MT ou ao cliente ligado à RNT

◊ Actividade está sujeita a fiscalização e auditoria por parte da DGEG e ERSE

◊ A transmissão e oneração da concessão depende de prévia autorização do Ministro responsável pela área da Energia – bens revertem, a final, para o Estado



Transporte de electricidade – separação jurídica e patrimonial

◊ A actividade de transporte é separada jurídica e patrimonialmente das demais actividades desenvolvidas no âmbito do SEN

◊ Assegura-se a independência e a transparência do exercício da actividade

◊ A separação patrimonial da actividade de transporte foi uma opção do legislador nacional, não sendo imposta pela Directiva 2003/54/CE

◊ No entanto, a Directiva 2009/72/CE passou a impor essa separação patrimonial

◊ Decreto-Lei 215-A/2012 reforça exisgência. Necessidade de certificação do operador da RNT.



Planeamento da Rede Nacional de Transporte

◊ Caracterização da RNT

▪ informação técnica sobre a situação da rede ▪ capacidade instalada nas subestações, ▪ informação sobre utilização da capacidade de interligação disponível para fins comerciais

◊ plano de desenvolvimento e de investimento da rede de transporte – PDIRT

o PDIRT é elaborado pelo operador da RNT e enviado para apreciação da DGEG e objecto de parecer da ERSE



Distribuição de electricidade

◊ Exploração da Rede Nacional de Distribuição (RND) – rede em MT e AT

◊ Exploração das redes de distribuição em baixa tensão – rede em BT

◊ Exploração da RND em regime de concessão de serviço público, em exclusivo ◊ A anterior licença vinculada de distribuição em MT e AT foi convertida em contrato de

concessão, a favor da EDP Distribuição, S.A.

◊ Os municípios podem optar pela exploração directa ou pela atribuição de concessão das respectivas redes (em BT)

◊ As concessões das redes de BT são atribuídas mediante contratos outorgados pelos órgãos competentes dos respectivos municípios

◊ Relacionamento comercial feito com base no pagamento de tarifas – Regulamento Tarifário



Distribuição de electricidade – bases da concessão MT e AT

◊ Bases da concessão da RND (MT e AT) aprovadas pelo Anexo III ao Decreto-Lei n.º 172/2006

◊ Concessão tem por objecto o estabelecimento e a exploração da RND em regime de serviço público e em exclusivo

◊ Regime semelhante ao das bases de concessão da RNT

◊ Prazo de concessão de 35 anos



Distribuição de electricidade – bases da concessão – Baixa Tensão

◊ As concessões de distribuição em BT correspondem a concessões dos municípios,

atribuídas pelos órgãos competentes de cada município ou associações de municípios na sequência da realização de concurso público

◊ As bases das concessões de distribuição em BT foram aprovadas pelo Anexo IV ao Decreto-Lei n.º 172/2006

◊ A concessão é exercida em regime de serviço público → as actividades e as instalações que a integram consideradas de utilidade pública

◊ Concessões de distribuição em BT têm a duração de 20 anos

◊ Concessão atribuída por concurso, salvo se o concurso fique deserto, caso em que pode ser atribuído por ajuste directo, nomeadamente à entidade concessionária da RND

◊ Os municípios têm direito a uma renda devida pela exploração da concessão



Distribuição de electricidade – separação jurídica

◊ A actividade de distribuição é separada juridicamente das demais actividades desenvolvidas no âmbito do SEN

◊ Pretende-se assegurar a independência e a transparência do exercício da actividade

◊ À semelhança do que sucedia com a actividade de transporte, a separação patrimonial da actividade de distribuição não era imposta pela Directiva 2003/54/CE. No entanto, essa opção foi mantida pela Directiva 2009/72/CE, ao contrário do que sucedeu com a actividade de transporte

◊ Os distribuidores de BT que abasteçam um número de clientes inferior a 100 000 e não pertençam a um grupo ou empresa verticalmente integrada estão dispensados da separação jurídica, sem prejuízo da separação contabilística das actividades



Planeamento da Rede Nacional de Distribuição

◊ caracterização da RND

▪ inclui informação técnica sobre a situação da rede, nomeadamente possibilidades de ligação▪ informação actualizada relativa às possibilidades de ligação de novos meios de produção

◊ plano de desenvolvimento e de investimento da rede de distribuição – PDIRD

o PDIRD é elaborado pelo operador da RND e enviado para apreciação da DGEG e objecto de parecer da ERSE



Comercialização de electricidade

◊ a comercialização da electricidade é livre, e era sujeita a licença

◊ regras do procedimento de requerimento, outorga e transmissão da licença de comercialização semelhantes às da licença de produção

◊ licença de comercialização podia extinguir-se por

▪ caducidade → dissolução, cessação da actividade, aprovação da liquidação em processo de insolvência

ou

▪ revogação → incumprimento de imposições das autoridades administrativas, de disposições legais ou regulamentares ou de deveres de informação

◊ Actualmente, após o D-L 215-A/2012, a comercialização está sujeita a mero registo.◊ Comercializadores são obrigados a deveres de informação específicos relativamente

a preços de referência e preços efectivamente praticados



Comercialização de electricidade

◊ Comercializadores podem comprar e vender livremente electricidade a clientes finais ou outros agentes▪ através da celebração de contratos bilaterais ou ▪ participação em outros mercados

◊ Comercializadores têm acesso às redes de transporte e distribuição mediante o pagamento de tarifas reguladas

◊ O contrato de compra e venda de electricidade está sujeito às regras previstas no Regulamento de Relações Comerciais

◊ A mudança de comercializador não pode ser contratualmente onerada



Operador logístico de mudança de electricidade

◊ Atribuições no âmbito da mudança de comercializador de electricidade, nomeadamente

▪ gestão dos equipamentos de medida▪ recolha de informação local ou à distância

◊ Operador deve ser independente nos planos jurídico, organizativo e da tomada de decisões das entidades que exerçam as restantes actividades no âmbito do SEN

◊ Deve ser dotado dos recursos, competências e estrutura organizativa adequados ao funcionamento como fornecedor dos serviços associados à gestão da mudança de comercializador



Comercializador de último recurso - CUR

◊ O comercializador de último recurso → sujeito à obrigação de serviço universal ◊ Está sujeito a regulação → assume o papel de garante do fornecimento de

electricidade a todos os consumidores

◊ Exercício da actividade depende de licença

◊ Actividade separada juridicamente das restantes actividades, incluindo outras formas de comercialização

◊ A função é assumida provisoriamente, mediante licença, pelos distribuidores de electricidade durante a respectiva concessão



Comercializador de último recurso - CUR

◊ A ERSE fixa o custo estimado para a aquisição de electricidade a aplicar na definição das tarifas do comercializador de último recurso. Diferença entre custos reais de aquisição, que incluem as tarifas de produção em regime especial e o valor de referência actualizado é repercutida na tarifa de uso global do sistema

◊ Pela actividade de CUR é assegurada uma remuneração que assegure o equilíbrio económico-financeiro da actividade , em condições de uma gestão eficiente

◊ Obrigado a fornecer electricidade aos clientes que o solicitem, até um determinado limite de potência requisitada para efeitos de ligação

◊ Tarifas de venda a clientes finais publicadas pela ERSE

◊ Deve adquirir a electricidade produzida pelos produtores em regime especial e dar preferência à aquisição de electricidade produzida por centros electroprodutores relativamente aos quais os CAE se mantenham a produzir efeitos



Comercializador de último recurso – CUR

◊ Pode adquirir electricidade para abastecer os seus clientes ▪ em mercados organizados▪ através de contratos bilaterais (sujeitos a aprovação da ERSE)▪ mediante a realização de concursos

◊ O CUR deve gerir as formas de contratação para adquirir energia ao menor custo possível.

◊ Os distribuidores em BT que sejam CUR não são obrigados a adquirir a electricidade produzida pelos produtores em regime especial.

◊ O CUR que adquira electricidade em quantidade excedentária face às suas necessidades deve revendê-la no mercado organizado.

Extensão do período das tarifas reguladas

• O Decreto-Lei 13/2014, de 22 de Janeiro expandiu o período das tarifas reguladas, determinando que os comercializadores de último recurso devem continuar a fornecer electricidade a clientes finais com consumos alta, média e baixa tensão especial que não tenham contratado no mercado livre o seu fornecimento (o período devia ter terminado em 31 de Dezembro de 2013, mas foi prorrogado até 31 de Dezembro de 2014, de acordo com o Regulamento n.º 27/2014, de 4 de Fevereiro).

10 de Dezembro de 2010



Gestão dos mercados organizados

◊ A gestão dos mercados organizados é livre, sujeita a autorização

◊ O mercado → sistema com diferentes modalidades de contratação que possibilitam o encontro entre a oferta e a procura de electricidade e de instrumentos cujo activo subjacente seja electricidade ou activo equivalente

◊ Podem ser admitidos como membros dos mercados organizados ▪ os produtores em regime ordinário▪ os comercializadores e outros agentes, desde que tenham celebrado contrato com um participante do sistema de liquidação das operações realizadas nesse mercado

◊ Os operadores de mercado são entidades responsáveis pela gestão do mercado organizado e pela concretização de actividades conexas, nomeadamente a determinação de índices e a divulgação de informação



Competências da ERSE/ DGEG

◊ A regulação sectorial das actividades reguladas é da competência da ERSE, a quem está, designadamente, cometida a aprovação dos vários Regulamentos (Regulamento da rede de Transporte, Regulamento da Rede de Distribuição, Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações, Regulamento de Operação das Redes, Regulamento de Qualidade de Serviço, Regulamento de Relações Comerciais e Regulamento Tarifário)

◊ A monitorização da segurança de abastecimento compete à DGGE, nomeadamente através da elaboração de um relatório de monitorização, de dois em dois anos



Regime especial de produção de electricidade

Enquadramento geral




II. Regime anterior


IV. MIBEL

V. Regime actual


VII. Conclusões



Enquadramento geral

◊ Forte dependência de recursos energéticos importados

◊ Dependência expressa em combustíveis fósseis, nocivos para o ambiente

◊ Resolução do Conselho de Ministros n.º 169/2005, de 24 de Outubro:▪ diminuição da dependência energética face ao exterior com aumento das metas de produção a partir de energias endógenas, nomeadamente renováveis, ultrapassando os objectivos estabelecidos na Directiva n.º 2001/77/CE



Estratégia Nacional para a Energia 2020 (ENE 2020):

▪ redução da dependência energética de Portugal face ao exterior para 74% em 2020, a partir de recursos endógenos;▪ 60% da produção de electricidade com origem em fontes renováveis;▪ redução em 25% do saldo importador energético com a energia produzida a partir de fontes endógenas, gerando uma redução de importações de 2.000 milhões de euros anuais;▪ consolidação do cluster das energias renováveis em Portugal assegurando em 2020 um valor acrescentado bruto 3.800 milhões de euros e criando 100.000 postos de trabalho;

▪ desenvolver o cluster industrial associado à promoção da eficiência energética assegurando a criação de 21.000 postos de trabalho e um investimento previsível de 13.000 milhões de euros até 2020;

▪ promover o desenvolvimento sustentável criando condições para reduzir adicionalmente, no horizonte de 2020, 25 milhões de toneladas de emissões de CO2, num valor a preços actuais de mercado de 375 milhões de Euros.



Produção em regime especial

◊ A produção de energia regulamentada desde a Lei n.º 2002, de 26 de Dezembro de 1944, que aprovou o regime jurídico da electrificação do País

◊ Decreto-Lei n.º 20/81, de 28 de Janeiro → medidas de incentivo à auto-produção de energia eléctrica. Auto-produtor apenas as pessoas singulares e colectivas que acessoriamente a produzissem.

◊ Lei n.º 21/82, de 28 de Julho → regula a qualidade de produtor independente e estabelece a possibilidade de as pessoas privadas, públicas e cooperativas poderem proceder à respectiva distribuição.

◊ Decreto-Lei n.º 149/86, de 18 de Junho → alarga o conceito de auto-produtor → inclui entidades que explorassem instalações exclusivamente produtoras de energia eléctrica




◊ Decreto-Lei nº 189/88, de 27 de Maio → início do percurso legislativo de favor relativamente as energias renováveis

◊ Decreto-Lei n.º 339-C/2001 → objectivo de estabelecer uma remuneração diferenciada por tecnologia e regime de exploração, com destaque para as tecnologias renováveis

◊ Decreto-Lei nº 189/88 → regula a actividade de produção de energia eléctrica mediante a utilização de recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos → aplicado também aos aproveitamentos hidroeléctricos, desde que potência instalada seja, no seu conjunto, limitada a 10MW




◊ As formas de produção de energia asseguram aos respectivos produtores o direito de entregar tal energia à rede do SEN (através dos denominados “pontos de recepção”)

◊ Este direito surge como um incentivo ao desenvolvimento das energias renováveis e amigas do ambiente

◊ As tarifas fixadas pela ERSE para a electricidade produzida são geralmente mais elevadas do que as relativas à electricidade produzida pelos outros meios, de forma a compensar os custos mais elevados desta produção



Energias Renováveis

◊ Produção de electricidade a partir de biomassa - Decreto-Lei nº 5/2011, de 10 de Janeiro → medidas destinadas a promover a produção e o aproveitamento de biomassa florestal, para garantir o abastecimento das centrais dedicadas de biomassa florestal, fixando o incentivo à venda da electricidade associado ao cumprimento dessas medidas

◊ Produção de electricidade por mecanismos de produção de ciclo combinado –Decreto-Lei n.º 313/2001, de 10 de Dezembro, alterado pelo Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de Março

◊ Regime Jurídico de Acesso e Exercício da Actividade de Produção de Electricidade a partir de Energia das Ondas → o diploma regula a transformação de energia das ondas noutras formas de energia, de maneira a puderem ser aproveitadas nas actividades humanas. O acesso à actividade em qualquer dos regimes é titulado por licença de estabelecimento e licença de exploração.



Energias Renováveis

◊ Decreto-Lei nº 34/2011, de 8 de Março → Estabelece o regime jurídico aplicável à produção de electricidade por intermédio de instalações de pequena potência, designadas por unidades de miniprodução

◊ Decreto-Lei nº 5/2011, de 10 de Janeiro → Estabelece as medidas destinadas a promover a produção e o aproveitamento de biomassa florestal, para garantir o abastecimento das centrais dedicadas de biomassa florestal, fixando o incentivo à venda da electricidade associado ao cumprimento dessas medidas.



Energias renováveis – regime anteriormente resultante do Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de Maio

◊ As instalações de produção de energia eléctrica carecem de licença de estabelecimento

◊ A entidade que pretenda instalar uma unidade de produção de energia eléctrica deve solicitar ao gestor da rede pública a que se pretende interligar as informações necessárias para a elaboração do projecto

◊ A ligação da instalação de produção à rede receptora é feita por um ramal construído por iniciativa da entidade proprietária da instalação de produção, o qual fica a fazer parte da rede receptora

◊ A ligação da instalação de produção à rede receptora é feita a expensas da entidade proprietária dessa instalação

◊ O ponto de interligação deve corresponder à solução mais económica

◊

Energias renováveis – Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de Maio

• ◊ A entrada em funcionamento das instalações depende de licença de exploração, que será precedida de vistoria

• ◊ Os produtores de energia eléctrica têm um prazo de 18 meses para iniciarem a construção da instalação, sob pena de caducidade da referida autorização e um prazo de seis meses para iniciarem a exploração após a outorga da licença de exploração

• ◊ Cabe às autoridades públicas assegurar a igualdade de oportunidades entre os interessados, sempre que haja mais de um interessado na concretização de um projecto de aproveitamento de energia, em especial quando tal projecto envolva a utilização de bens dos domínios público ou privado da administração central ou das autarquias locais


Regime previsto no Decreto-Lei 215-B/2012• Nos termos do regime previsto no Decreto-Lei 215-B/2012, of 8 Outubro , o exercício

da actividade de produção de energia renovável com direito a Feed-In Tariff passou a depender:

• i) da atribuição de reserva de capacidade de injecção na Rede Eléctrica de Serviço Público (RESP);

• ii) da obtenção da licença de produção;• iii) da obtenção de licença de exploração.• A produção de energia renovável que não implique o exercício da actividade Feed-In

Tariff, contudo, apenas depende da obtenção de licença de produção (para empreendimentos com potência superior ou implantados no domínio público) ou da admissão da comunicação prévia.

• Os termos, condições e critérios de atribuição da reserva de capacidade de injecção de potência na RESP foram estabelecidos através da Portaria 243/2013, de 2 de Agosto, que define que a mesma só poderá ser atribuída mediante pedido do promotor selecionado através de procedimento concursal ou de outro procedimento que observe os princípios da igualdade, concorrência e transparência.


Continuação - Decreto-Lei 215-B/2012• Note-se, contudo, que o Decreto-Lei n.º 215-B/2012 não veio restringir os direitos

dos produtores de energias renováveis que tivessem sido criados ao abrigo de legislação anterior, só se aplicando para o futuro. Com efeito, o referido diploma continha uma regra transitória de acordo com a qual aos projectos de produção de electricidade em regime especial já existentes que hajam sido precedidos de procedimento concursal, a atribuição das respectivas condições de ligação à rede, pontos de recepção, autorizações de instalação ou licenças de estabelecimento, licenças de exploração e condições remuneratórias, continuam a reger-se pela legislação anterior aplicável.

• O mesmo servindo para os titulares ou promotores que já tenham obtido licenças de exploração ou estabelecimento, ou autorizações de instalação, ou tenham beneficiado da atribuição de um ponto de recepção.


Continuação - Decreto-Lei 215-B/2012• De facto, de acordo com o n.º 3 e 5 do Artigo 15.º do Decreto-Lei 215-B/2012, n. º 3:

“O disposto no número anterior não prejudica os procedimentos concursais lançados ao abrigo do disposto no artigo 14.º do Decreto-Lei n.º 312/2001, de 10 de dezembro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 33-A/2005, de 16 de fevereiro, 172/2006, de 23 de agosto, 118-A/2010, de 25 de outubro e 25/2012, de 6 de fevereiro, no Decreto-Lei n.º 126/2010, de 23 de novembro, e no Decreto-Lei n.º 132-A/2010, de 21 de dezembro, incluindo os direitos dos adjudicatários deles resultantes, devendo a atribuição das respetivas condições de ligação à rede, pontos de receção, autorizações de instalação ou licenças de estabelecimento, licenças de exploração e condições remuneratórias continuar a reger-se pela legislação prevista nas alíneas a) a d) do número anterior, pelos regulamentos dos procedimentos, bem como pelos contratos celebrados entre os referidos promotores e a DGEG”


Continuação - Decreto-Lei n. 215-B/2012• E de acordo com o n. º 5: “[s]em prejuízo do disposto no n.º 3 relativamente aos

procedimentos concursais lançados e com exceção dos centros eletroprodutores incluídos no âmbito do número anterior, mantêm-se em vigor o artigo 3.º do Decreto-Lei n.º 33-A/2005, de 16 de fevereiro, alterado pelo Decreto-Lei n.º 225/2007, de 31 de maio, e o anexo II ao Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de maio, republicado pelo Decreto-Lei n.º 168/99, de 18 de maio, e alterado pelos Decretos-Leis n.os 312/2001, de 10 de dezembro, 339-C/2001, de 29 de dezembro, 33-A/2005, de 16 de fevereiro, e 225/2007, de 31 de maio, relativamente aos centros eletroprodutores cujos titulares ou promotores:

• a) Tenham obtido a respetiva licença de exploração até à data da entrada em vigor do presente decreto-lei;

• b) Tenham obtido a respetiva autorização de instalação ou licença de estabelecimento até à data da entrada em vigor do presente diploma e venham obter a respetiva licença de exploração no prazo de 12 meses a contar da data da entrada em vigor do presente decreto-lei ou, se ocorrer mais tarde, no prazo de 24 meses ou, no caso das pequenas centrais hídricas, de 36 meses, a contar da data de emissão da referida autorização de instalação ou licença de estabelecimento;


Continuação - Decreto-Lei n. 215-B/2012

• ou• c) Tenham, previamente à data de entrada em vigor do presente decreto-

lei, beneficiado da atribuição de um ponto de receção e venham a obter a respetiva autorização de instalação ou licença de estabelecimento no prazo de seis meses a contar da data da entrada em vigor do presente diploma, bem como a licença de exploração nos prazos previstos na alínea anterior.”

• Pode, pois, concluir-se que não resultou desse diploma qualquer corte nos direitos dos produtores de energia renovável.




Energias renováveis – Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de Maio

◊ Os produtores de energia eléctrica podem utilizar bens dos domínios público ou privado da administração central ou dos municípios e requerer a expropriação por utilidade pública nos termos do Código das Expropriações.

◊ Os produtores de energia eléctrica que beneficiem da feed-in gozam de um direito de compra, por parte da rede pública, da energia produzida durante o prazo de vigência das suas licenças.

◊ O tarifário de venda da energia produzida pelo centro produtor à rede pública baseia-se:

▪ Custos evitados pelo Sistema Eléctrico Público com a entrada em serviço e funcionamento do centro electroprodutor, incluindo o investimento evitado em novos centros de produção e os custos de transporte, operação e manutenção, incluindo a aquisição de matéria-prima;

▪ Benefícios de natureza ambiental proporcionados pelo uso dos recursos endógenos utilizados no centro produtor



Sistema tarifário

◊ O diploma estabelecia um enquadramento remuneratório para a produção de electricidade a partir de energias renováveis, sem explicitar os princípios que deviam orientar a alocação do diferencial de custo com a electricidade produzida em regime ordinário

◊ O Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de Maio → altera o enquadramento remuneratório.

◊ A alocação do diferencial entre o custo da energia eléctrica em regime ordinário e o tarifário previsto no anexo II do Decreto-Lei n.º 189/88, passa a ser realizada no Regulamento Tarifário pela Entidade Reguladora de acordo com os seguintes princípios:

▪ O diferencial é alocado por escalão de tensão (MAT, AT, MT, BTE e BTN, incluindo IP) de forma directamente proporcional ao número de clientes ligados à rede eléctrica em cada escalão;

▪ com vista a promover a eficiência energética, o diferencial alocado em cada escalão de tensão é repartido pela quantidade total de energia consumida por todos os clientes ligados nesse escalão e imputado aos respectivos clientes por unidade de energia consumida;

▪ o regime não se aplica aos clientes em baixa tensão com potência contratada inferior ou igual a 2,3 kVA.



Sistema tarifário

◊ As fórmulas de remuneração das centrais electroprodutoras que constam do Anexo II do Decreto-Lei n.º 189/88 têm vindo a ser alteradas.

◊ Existe um montante de remuneração variável (VRD) que varia consoante se trate de uma central eólica, hídrica, de energia solar fotovoltaica, cujo combustível seja biomassa florestal ou animal, de valorização energética de biogás, de valorização energética de resíduos sólidos urbanos, ou de outras instalações de energias renováveis.

◊ As centrais electroprodutoras já licenciadas ao abrigo dos Decretos-Leis n.os 189/88 e 312/2001, antes da entrada em vigor do Decreto-Lei n.º 90/2006, poderão optar pela remuneração resultante da aplicação das fórmulas contidas no Anexo ao Decreto-Lei n.º 189/99, mediante requerimento dirigido ao director-geral da Energia e Geologia.

◊ Artigo 3.º do Decreto-Lei n.º 33-A/2005, de 16.02, sobre remuneração de electricidade a partir de renováveis, prevê que o valor final resultante da aplicação das fórmulas de cálculo constantes do anexo II do Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de Maio, pode ser alterado, mediante proposta do produtor, aceite pelo Director-Geral da Energia.

Alterações recentes em sede tarifária• No caso português, o corte da remuneração dos produtores de energias renováveis foi

efectuado consensualmente com os produtores, ouvida a APREN, associação representativa do sector e mediante adesão puramente voluntária a uma hipótese de prorrogação do regime da Feed-In tariff, mediante a entrega de uma contribuição para a sustentabilidade do sector.

• Com efeito, o Decreto-Lei n.º 35/2013, de 28 Fevereiro previu assim a faculdade dos titulares dos centros electroprodutores submetidos ao anterior regime remuneratório da eletricidade aderirem a um regime remuneratório alternativo durante um período adicional de cinco ou sete anos.

• Segundo o artigo 5.º do Decreto-Lei 35/2013, of 28 Fevereiro, os valores da contribuição anual a pagar são os seguintes:

• a) € 5 000 por cada MW de potência instalada do centro eletroprodutor (5 anos); • b) € 5 800 por cada MW de potência instalada do centro eletroprodutor (7 anos).


Alterações recentes em sede tarifária• No Decreto-Lei n.º 35/2013, de 28 de Fevereiro foi assim prevista a possibilidade dos centros

electroprodutores eólicos optarem pela adesão a um de entre quatro regimes remuneratórios alternativos, destinados a vigorar por um período fixo que irá para além dos períodos de remuneração garantida, nomeadamente:

• i) Aplicação, no período adicional de cinco anos após o termo dos referidos prazos, de uma tarifa de valor correspondente ao preço de mercado, tendo como limites mínimos e máximos os valores de referência de €74 MWh e €98 MWh, respectivamente;

• ii) Aplicação, no período adicional de cinco anos, de uma tarifa de valor correspondente ao preço de mercado, tendo como limite mínimo o valor de referência de €60 MWh;

• iii) Aplicação, no período adicional de sete anos após o termo dos referidos prazos, de uma tarifa de valor correspondente ao preço de mercado, tendo como limites mínimos e máximos os valores de referência de € 74 MWh e € 98 MWh, respectivamente;

• iv) Aplicação, no período adicional de sete anos, de uma tarifa de valor correspondente ao preço de mercado, tendo como limite mínimo o valor de referência de € 60 MWh.

• Após o decurso dos prazos previstos para qualquer dos períodos adicionais previstos, previa-se que a electricidade produzida por estas centrais passaria a ser vendida em regime de mercado.

Sobrequipamento• Aspecto positivo para as energias renováveis resultou do Decreto-Lei n.º 94/2014, de 24 de

Junho, que visou rever e substituir o regime de sobreequipamento de centros produtores eólicos (sob regime de remuneração garantida), que constava dos artigos 3.º a 3.º-C do Decreto-Lei n.º 225/2007, de 31 de Maio, alterado pelo Decreto-Lei n.º 51/2010, de 20 de Maio, aproveitando igualmente para regular o conceito de energia adicional, enquanto energia activa que resulta da utilização de potência adicional, bem como definir o respectivo método de cálculo.

• Resulta igualmente do referido Decreto-Lei que o centro electroprodutor pode injectar energia adicional na rede a que se encontre ligado, devendo, contudo, esta injecção ser interrompida sempre que seja necessário assegurar a segurança, a fiabilidade da rede e a qualidade do serviço.

• Importa acrescentar que a energia adicional e a energia do sobreequipamento são remuneradas com uma tarifa fixa, não actualizável, cujo valor é de 60 €/MWh.

• Num certo sentido, este diploma permitiu às concessionária recuperar parte do valor da remuneração que deixaram de auferir em virtude do eventual acordo a estabelecer quanto à redução de remuneração e quanto à perda de remuneração por deixarem de poder injectar energia reactiva.

Sobrequipamento• Encontra-se previsto que o centro electroprodutor possa ser sobreequipado até ao máximo

de 20% da potência da potência de ligação atribuída, sendo certo que a instalação desse sobreequipamento e consequente exploração estão sujeitas a autorização, pedida pelo promotor ou pelo titular do centro electroprodutor.



Gestão da capacidade de recepção de energia eléctrica nas redes SEN

◊ Decreto-Lei n.º 312/2001 → estabeleceu os instrumentos legais e os mecanismos que possibilitavam o aproveitamento dos referidos recursos e uma capacidade de recepção que responda adequadamente aos pedidos de entrega da energia eléctrica proveniente dos centros electroprodutores do então SEI

As mesmas regras eram aplicadas à ligação aos centros electroprodutores do então Sistema Eléctrico não Vinculado apenas quando a capacidade de recepção do respectivo ponto de entrega seja inferior ou igual a 50 MVA

◊ A atribuição do ponto de recepção assenta na autorização concedida pela Direcção-Geral da Energia e Geologia, após um pedido de informação prévia efectuado pelos interessados, em períodos definidos, sobre a capacidade de recepção da rede do SEP.

◊ O pedido apenas pode ser inferido com base na:▪ incompatibilidade do projecto com a política energética nacional; ▪ incompatibilidade com outros projectos de natureza nacional ou municipal, decorrentes de instrumentos de planeamento, a que a lei atribua prevalência;▪ incumprimento de condições legalmente estabelecidas.




◊ A selecção dos pedidos para atribuição das capacidades de recepção processa-se com observância dos seguintes critérios:

▪ Os benefícios de natureza ambiental resultantes da produção de electricidade pela utilização de energias limpas; ▪ a eficiência energética associada ao processo produtivo das instalações em projectos equiparáveis; ▪ os custos evitados com a construção e a exploração dos centros electroprodutores; ▪ a segurança de abastecimento no SEN;▪ os efeitos induzidos na fiabilidade e na segurança da rede; ▪ a harmonização dos locais de produção dos centros electroprodutores e dos pontos de recepção com os planos de investimento das redes; ▪ o grau de relevância dos efeitos induzidos no desenvolvimento local, designadamente através de aproveitamentos integrados, e o interesse sócio-económico do projecto.




◊ Têm obrigação de receber a energia eléctrica proveniente dos centros electroprodutores:

▪ a entidade concessionária da RNT,

▪ a entidade titular de licença vinculada de distribuição de energia eléctrica em MT e AT, entretanto convertida em concessão da RND

▪ as entidades titulares de licença vinculada de distribuição de energia eléctrica em BT, também convertidas em concessões das redes em BT



Decreto-Lei n.º 68/2002, de 25 de Março - regulou a actividade de produção de energia eléctrica em baixa tensão (BT) destinada predominantemente a consumo próprio

Regime alterado pelo Decreto-Lei n.º 34/2011, de 30 de Março

Formação

• Regime do Decreto-Lei 153/2014, 20 de Outubro

• O Decreto-Lei 153/2014, de 20 de outubro, procedeu à aprovação dos regimes jurídicos aplicáveis à produção de eletricidade vendida na sua totalidade à rede elétrica de serviço público (RESP), por intermédio de unidades de pequena produção (UPP) a partir de recursos renováveis, e à produção de eletricidade destinada ao autoconsumo na instalação de utilização associada à respetiva unidade produtora, com ou sem ligação à RESP, baseada em tecnologias de produção renováveis ou não renováveis, através das designadas unidades de produção para autoconsumo (UPAC).

http://dre.tretas.org/dre/319733/

Mercado grossista

Mercado grossista

• O Decreto-Lei 74/2013, de 4 de Junho, previu a criação de um mecanismo regulatório tendente a assegurar o equilíbrio da concorrência no mercado grossista de eletricidade em Portugal.

• Esse diploma determinou que os Custos de Interesse Económico Geral passam a ser também suportados pelos produtores em regime ordinário e pelos produtores em regime especial que não estão integrados em regime s de remuneração garantida, sempre que exista um evento externo ao mercado que determine um inesperado aumento dos preços de remuneração.

Contribuição especial• O artigo 228 da Lei n.º 83-C/2013 (Lei do Orçamento), de 31 de Dezembro, veio prever o

regime que cria a contribuição extraordinária sobre o setor energético; contribuição que tem por objetivo financiar mecanismos que promovam a sustentabilidade sistémica do setor energético, através da constituição de um fundo que visa contribuir para a redução da dívida tarifária e para o financiamento de políticas sociais e ambientais do sector energético.

• A Lei do Orçamento de Estado para 2015 veio, por seu turno, no seu artigo 221.º prorrogar o regime que cria a contribuição extraordinária sobre o sector energético.

• Como se verá, e porque ao direito tributário se devem aplicar, em primeira linha, as regras de interpretação previstas no art.º 9.º do Código Civil, a designação escolhida pelo legislador não é indiferente para o juízo sobre a legalidade e constitucionalidade da contribuição extraordinária.

• Ora, a este respeito importa ter em mente a respeito desta contribuição que releva a designação legal escolhida para o tributo criado, “contribuição extraordinária sobre o sector energético”, que aponta no sentido de o legislador ter pretendido criar uma contribuição e não um imposto e que de acordo com o n.º 2 do artigo 1.º do referido regime: “a contribuição tem por objectivo financiar mecanismos que promovam a sustentabilidade sistémica do sector energético, através da constituição de um fundo que visa contribuir para a redução da dívida tarifária e para o financiamento de política sociais e ambientais do sector energético.”

Contribuição especial• A contribuição extraordinária sobre o setor energético incide sobre: i) activos fixos tangíveis;

ii) activos intangíveis, com excepção dos elementos da propriedade industrial; e iii) activos financeiros afetos a concessões ou a atividades licenciadas nos termos do artigo anterior.

• Com efeito, no art.º 3.º do referido regime define-se a incidência objectiva da contribuição extraordinária, que tem por base tributável o valor dos elementos do activo dos sujeitos passivos que respeitem, cumulativamente, a (i) activos fixos tangíveis; (ii) activos fixos intangíveis, com excepção dos elementos da propriedade industrial; e (iii) activos financeiros afectos a concessões ou a actividades licenciadas, sendo que no caso das actividades reguladas a contribuição extraordinária incidirá sobre o valor dos activos regulados se este valor fôr superior.

• Consequentemente a base da tributação da contribuição extraordinária tem uma natureza “ad valorem”, que é própria dos impostos, e não uma natureza específica ou “ad rem”, que é própria da taxas e das contribuições especiais.

• Esta contribuição é aplicável aos indivíduos e companhias que integram o sistema eléctrico nacional e têm a sua residência, sede, estabelecimento estável ou representação permanente em Portugal, embora isente do âmbito de aplicação da mesma todos os produtores de energia renovável.

Contribuição especial• No art.º 2.º são identificados os sujeitos passivos da contribuição extraordinária, que são as

pessoas singulares ou colectivas que integram o sector energético nacional, com domicílio fiscal ou com sede, direcção efectiva ou estabelecimento estável em território português, que em 1 de janeiro de 2014, se encontrem numa das situações ali enumeradas, que incluem as concessionárias das actividades de transporte ou de distribuição de electricidade e de gás natural e de armazenamento subterrâneo de gás natural.

• A taxa da contribuição extraordinária sobre o setor energético aplicável foi fixada em 0,85%, com excepção dos casos das centrais termoelétricas de ciclo combinado a gás natural e das centrais de refinação de petróleo bruto, que variam entre 0,285 %, 0,565 % e 0,85 %, conforme os níveis de utilização.

• Destaca-se ainda do regime legal da contribuição extraordinária, e para além da referida taxa geral da contribuição extraordinária, a impossibilidade de os sujeitos passivos a repercutirem, directa ou indirectamente, nos custos das tarifas de uso das redes de transporte, de distribuição ou de outros activos regulados, eléctrico ou de gás natural, de levarem o respectivo pagamento a custo fiscalmente dedutível em sede de IRC e de a receita da contribuição extraordinária estar consignada.

Contribuição especial• Releve-se também que na esteira da criação desta contribuição, o Decreto-Lei 55/2014, de 9

Abril, estabeleceu o Fundo para a Sustentabilidade do Sector Eléctrico e que visa contribuir para a promoção do equilíbrio e sustentabilidade sistémica do sector energético e da política energética nacional, designadamente através:

• a) Do financiamento de políticas do setor energético de cariz social e ambiental, relacionadas com medidas de eficiência energética;

• b) Da redução da dívida tarifária do Sistema Elétrico Nacional (SEN), mediante a receita obtida com a contribuição extraordinária sobre o sector energético.

• O montante definido nesta última alínea deve ser deduzido aos custos de interesse económico geral (CIEG) a repercutir em cada ano na tarifa de uso global do sistema aplicável aos clientes finais e comercializadores.

Contribuição especial• De acordo com o artigo 11.º, n.º 1 a receita obtida com a contribuição extraordinária é

consignada ao Fundo para a Sustentabilidade Sistémica do Sector Energético (FSSSE), que tem o objectivo de estabelecer mecanismos que contribuam para a promoção do equilíbrio a sustentabilidade sistémica do sector energético, designadamente através do financiamento de políticas do sector energético de cariz social e ambiental, relacionadas com medidas de eficiência energética e da contribuição para a redução da dívida tarifária do SEM, através de medidas de apoio às empresas e da minimização dos encargos financeiros para o SEN decorrentes de custos de interesse económico geral (CIEGs), como o resultante dos sobrecustos com a convergência tarifária com as Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira.

• O FSSSE constitui um património autónomo, sem personalidade jurídica e com autonomia administrativa e financeira, criado no âmbito do Ministério do Ambiente, Ordenamento do Território e Energia.

Contribuição especial• Relevamos a al. b) do art.º 2.º do decreto-Lei n.º 55/2014 que prevê como um dos objectivos

do FSSSE a “redução da dívida tarifária do Sistema Eléctrico Nacional (SEN), mediante a receita obtida com a contribuição extraordinária sobre o sector energético prevista no artigo 228.º da Lei n.º 83-C/2013, de 31 de Dezembro” (destaque dos autores).

• Uma das receitas do FSSSE, não a única, é, nos termos da al. a) do n.º 1, do artigo 3.º do mesmo diploma, precisamente o produto da contribuição extraordinária sobre o sector energético. Aquela receita serve de referencial para a determinação da alocação das receitas do FSSSE (todas) aos fins previstos na al. a) do art.º 2.º do Decreto-Lei n.º 55/2014 e para redução da dívida

• Por fim, nos termos do n.º 3 do artigo 5.º do Decreto-Lei n.º 55/2014 o FSSSE pode proceder, após autorização do membro do Governo responsável pela área das finanças e da energia, ouvida a ERSE, à aquisição de créditos tarifários aos respectivos titulares relativos a diferimentos tarifários, défice tarifário, ajustamentos tarifários e acertos de facturação.

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Abril de 2015. Energia em Portugal O sector da electricidade Duarte Abecasis Lourenço Vilhena de Freitas