Geral

Futuras Concessões de Distribuição de Eletricidade em BT

IMG_13751. Enquadramento

Terá início dentro de poucos dias um conjunto de reuniões acerca das futuras concessões de distribuição de eletricidade em BT.

A transposição das Diretivas da União Europeia quanto ao mercado interno da eletricidade, focadas na tentativa de forçar o crescimento da concorrência neste setor, foi concretizada através de um quadro legal[1] que veio estabelecer as novas bases gerais da organização e funcionamento do SEN – Sector Elétrico Nacional.

No quadro legal referido foi mantida, contudo, a distribuição de eletricidade em BT (baixa tensão) na esfera das atribuições e competências municipais.

Aliás,  a Lei n.º 75/2013, de 12 de setembro[2], que estabelece, entre outros aspetos, o regime jurídico das autarquias locais e aprova o estatuto das entidades intermunicipais,  prevê que os municípios dispõem de atribuições no domínio da energia, cometendo à câmara municipal a criação, construção e gestão de instalações de energia integradas no património do município ou colocadas, por lei, sob administração municipal.

Notar que, pelo Decreto-Lei n.º 344-B/82, de 1 de setembro, alterado pelos Decretos-Leis n.ºs 297/86, de 19 de setembro, 341/90, de 30 de outubro e 17/92, de 5 de fevereiro, tinha sido cometida aos municípios a distribuição de energia elétrica em baixa tensão (BT), no continente, podendo esta atividade de serviço público ser exercida em regime de exploração direta ou indireta.

Se optassem pela exploração indireta, o referido diploma legal restringia as escolhas dos municípios a entidades públicas empresariais (EDP Distribuição). Situação que se tornou  incompatível no crescente referencial de liberalização e privatização, e, aliás, com a própria evolução que a organização e funcionamento do SEN vem experimentando desde há anos, sempre à luz dos princípios do mercado plasmados nas Diretivas da União Europeia e transpostos para Portugal.

No quadro atual, podendo haver lugar a concessões, elas devem ser atribuídas pelos órgãos competentes de cada município ou associação de municípios, na sequência de concurso público, sendo que as atividades devem ser exercidas em regime de serviço público.

Os contratos de concessão em vigor, que foram celebrados ao abrigo da legislação de 1982, embora salvaguardados pelos normativos de 2006, foram estabelecidos num período entre 1996 e 2006. Dois deles, Lisboa e S. João da Madeira, terminaram em 2016 e 2017, e a maioria dos restantes terminam em 2021 e 2022.

Na expectativa de um elevado número de procedimentos quanto ao futuro das concessões municipais existentes no continente português (278), concluíram, e bem, as entidades competentes, que se deveriam estabelecer princípios e regras gerais destinadas a “assegurar, no melhor interesse nacional e dos municípios, uma organização coerente e articulada dos referidos procedimentos de concurso público”.

Entendeu-se, assim, que se ganharia procedendo a concursos em conjunto e de forma sincronizada numa data pré-estabelecida. Mais se viu como pertinente agrupar as entidades adjudicantes no âmbito dos concursos necessários, bem como a definir os modelos-tipo para os documentos procedimentais e contratuais.

Com a sincronização visa-se maximizar a coerência e articulação dos numerosos processos.

Optou-se por um modelo assente numa lógica de agregação dos municípios e de concentração temporal dos referidos procedimentos, baseada em concretos motivos de interesse público, na obtenção de ganhos de eficiência, equidade e coesão territorial.

  1. Nova legislação

Neste sentido, a Lei n.º 31/2017, de maio (31), veio estabelecer que, em 2019, dever-se-ão realizar concursos públicos com vista a atribuição, por contrato administrativo, das concessões das redes municipais de distribuição de eletricidade em baixa tensão (BT), no território continental português.

Estas futuras concessões municipais e os respetivos concursos prévios devem obedecer, entre outros, aos seguintes princípios e condições:

  • Salvaguarda da neutralidade financeira para os consumidores e para o OE, não podendo advir sobrecustos de nenhum gênero;
  • Promoção da eficiência técnica e económica, bem como da eficácia do sistema e da qualidade de serviço;
  • Promoção da coesão territorial quanto à sustentabilidade técnico-económica das concessões;
  • Salvaguarda da continuação da uniformidade tarifária baseada num referencial perequativo;
  • Defesa da estabilidade do emprego;
  • Lançamento sincronizado dos concursos;
  • Agregação em áreas constituídas por territórios municipais e intermunicipais contíguos para a incidência das concessões;
  • Estas áreas territoriais serão deliberadas pelos municípios e/ou entidades intermunicipais sob proposta da ERSE; a aceitabilidade de qualquer área territorial diferente dependerá da demonstração de vantagens relevantes para o interesse público desse cenário alternativo; isto significa, então que se um ou vários municípios quiserem assumir a gestão direta da rede de distribuição em baixa, poderão fazê-lo, mas se quisessem concede-la a outra entidade o respetivo território terá que ser validado à luz do que se registou antes;
  • Será elaborado um programa com as ações e estudos a desenvolver com vista ao Programa de Concurso e ao Caderno de Encargos, devendo, previamente, ficarem estabelecidas as áreas territoriais que serão objeto de concurso (ficou prevista uma atempada RCM para o efeito)

A Lei foi aprovada sem votos contra. Baseou-se numa Proposta de Lei apresentada pelo governo, alterada depois na AR.

O diploma contou com significativa aderência, embora com reservas em determinados aspetos.

Foi provado com os votos a Favor do PS, BE e PAN e a abstenção do PSD, CDS-PP, PCP e PEV.

A RCM prevista na Lei foi publicada, com atraso, no passado dia 7 de janeiro. Tem o número  5/2018.

Nela é definido um programa das ações e estudos a desenvolver pela ERSE num prazo de seis meses, fazendo-o em estreita articulação com a DGEG e a ANMP. Também regista diversos atos necessários com vista aos concursos públicos para atribuição das concessões no início de 2019. Já daqui a cerca de oito meses, portanto.

Além da tipificação do Programa de Concurso e do Caderno de Encargos prevê-se a definição de parâmetros base e diversos tópicos a submeter à entidade da concorrência, para assegurar a equidade dos interesses das populações, bem como os já referidos princípios gerais.

Há, portanto, um vasto e complexo trabalho a desenvolver.

Supõe-se que parte substancial dessa elaboração técnica estará muito adiantada, desconhecendo-se, porém, até onde se chegou, seja na administração central, seja no Regulador ou mesmo na ANMP.

Mais relevante do que as questões técnicas de especialidade, são as vertentes económica e institucional do dossier, que se encontram, é necessário sublinhar, longe de estar clarificadas e estabilizadas.

Por exemplo, é fundamental conhecer quais são os valores dos proveitos permitidos relacionados com a atividade da distribuição elétrica e por município. Sem conhecer este parâmetro um município não poderá avaliar o valor da concessão.

Outro aspeto fundamental é conhecer, com exatidão, os bens e meios afetos a cada uma das concessões em vigor e a respetiva valorização económica escrutinada pelo regulador

De facto, as atuais Bases das concessões da rede de distribuição de eletricidade em BT estabelecem:
a) os bens e meios afetos à concessão,
b) a obrigação do concessionário manter atualizado e à disposição do
concedente o inventário do património afeto à concessão e
c) a propriedade pelo concessionário dos bens afetos à concessão.

Por outro lado está estabelecida a reversão da propriedade dos bens para o município (concedente) e que este pagará à concessionária cessante uma indemnização correspondente ao valor contabilístico dos bens afetos à concessão por ele adquiridos.

Se houver algum concurso ou concursos que sejam ganhos por outra empresa que não a EDP Distribuição será necessário proceder como acima se descreve.

  1. Questões político-económicas relacionadas com as concessões

Do ponto de vista de política energética este é mais um delicado dossier em cima de uma mesa carregada já de complexos problemas.

Notar que em Portugal deixou de haver planeamento integrado dirigido e executado pela administração central do Estado. Aliás, a DGEG, que tem vindo a ser paulatinamente despojada de recursos, tem uma intervenção marginal no processo, sendo o Regulador que, ainda assim, tem um papel formal mais importante e visível. O planeamento é parcelar, bienal e executado pelas empresas privadas concessionárias (reguladas) nas áreas das redes de transporte e distribuição (REN e EDP). Na produção não há planeamento, porque a atividade está liberalizada.

É conhecido que a produção, transporte, distribuição e comercialização da eletricidade, têm profundíssimas repercussões na economia do país, na vida das famílias e na atividade de milhares de empresas e organizações.

Ligada com a distribuição de eletricidade em BT, a IP – Iluminação Pública, tem uma significativa relevância para a segurança pública e qualidade de vida das populações.

Circulam ideias no sentido de separar as concessões da distribuição e a exploração das redes de IP. Estas redes poderão vir a ter um papel muito além da iluminação pública, passando a ser redes de monitorização dos espaços públicos e dos territórios em geral. Não se afigura consentânea com a defesa dos interesses públicos e com o ponto de vista municipal, tal segregação. Fundamental, será preparar e negociar um Anexo 1 (Iluminação Publica) que, de facto sirva os interesses dos municípios e populações.

De referir que há, ainda, as importantes questões que se prendem com as redes dedicadas à mobilidade elétrica e com as chamadas smart grids que permitiriam, supõem e desejam alguns sectores empresariais, integrar de “forma inteligente” a produção dispersa de fontes de energia renovável numa lógica consumidor-produtor. Isto para além da integração do potencial das “novas formas de armazenamento de eletricidade”, bem como da gestão da procura através de automação, controlo e de telegestão, tecnologias que permitem atuar em permanência e de forma integrada.

É questão central saber como estas vertentes, correlacionáveis com as redes de distribuição, são integradas no modelo regulatório e encaixadas (ou não) em termos de proveitos permitidos às operadoras. Esclarecer à partida: aquilo que está em causa nas futuras concessões é a “distribuição de energia elétrica”. Nada mais.

Não sendo possível abordar nesta oportunidade a multiplicidade de questões que se colocam, deixar registo de alguns aspetos que se consideram centrais:

Em Portugal, no domínio da energia, existem 12 Concessões Nacionais incidindo no gás natural (transporte, distribuição, recepção e armazenagem subterrânea) e, ainda, no transporte e distribuição de eletricidade:

  • Dez na área do GN (atribuídas em 2006/2008 por 40 anos) com repercussão em diversas áreas regionais;
  • Uma outra relativa à RNT atribuída à REN em 2007 por 50 anos;
  • E, ainda, outra, a da RND, atribuída à EDP Distribuição em 2009 por 35 anos;

Por nenhuma destas concessões as empresas privadas concessionárias pagam rendas ou taxas de exploração ao Estado.

Concessões que envolveram cerca de 9 000 milhões de euros de investimentos realizados até dezembro de 2016, montante que tem vindo a ser pago pelos consumidores através da metodologia aditiva regulatória que repercute nas respetivas tarifas a remuneração dos ativos imobilizados e não amortizados a taxas que já estiveram nos dois dígitos e que atualmente andam no 6,5%!

Em relação às concessões do gás natural dizer que, inicialmente (primeiros cinco ou seis anos), talvez se justificasse a isenção de pagamento de rendas devido a menor rentabilidade da exploração, mas, na atualidade já não se vislumbra fundamentação para tal situação.

Parece muito discutível, mesmo apenas no plano da legalidade, a existência de concessões em que as concessionárias não pagam rendas à concedente.

Há, depois, as 278 concessões municipais de distribuição em BT; as datas de início e fim variam muito, sendo que duas já terminaram como já foi referido, 228 terminam em 2021, e a última, a do Porto, terminaria a 2017. Por estas concessões existem Rendas pagas aos municípios: cerca de 260 milhões €/ano. Contudo, perto de 210 milhões € retornam imediatamente à EDP Distribuição sob a forma de pagamento da IP. E, quanto aos 50 milhões remanescentes não são, de facto, desembolsados pela concessionária, porque a integralidade do 260 milhões € é lançada nas faturas a suportar pelos consumidores de eletricidade através do processo regulatório já referido.

A EDP Distribuição, não pagando nada em termos líquidos, acede a um filão que lhe permite Proveitos estimados em perto de 1200 milhões €/ano, e um EBIT (Resultados Antes de Juros e Impostos) cerca dos 450 milhões €/ano.

Sendo que as rendas estão fixadas na lei, e, por isso, um parâmetro de base superveniente, não têm eficácia nos processos concursais em vista: ou seja, a renda não poderá constituir-se como parâmetro de seleção/valorização das propostas em concurso. Até porque seria indiferente para as potenciais concessionárias, que, sabem-no à partida, são integralmente ressarcidas através do processo regulatório.

Terá, portanto, que haver um outro termo complementar de pagamento às concedentes (municípios), que seja descontado nos proveitos garantidos e, portanto, suportado, de facto, pelas respetivas concessionárias. Este termo, que poderá ser constituído por uma parte em dinheiro e outra em espécie, constituir-se-á no verdadeiro parâmetro de diferenciação das propostas.

Há, ainda, o importante facto de a atividade de CUR – Comercializador de Último Recurso estar atribuída em concessão do Estado à EDP até 2044. Ou seja, pelo menos neste domínio a EDP estará sempre presente comercializando a eletricidade com tarifas reguladas.

Trazer à colação um aspeto pouco mencionado: há cada vez mais famílias, empresas e organizações públicas que não pagam as facturas à EDP (maior comercializadora); os atrasos registados no final de 2017, alguns já se constituindo como imparidades, apontavam para:

  • 670 milhões € no segmento empresarial;
  • 409 milhões € no segmento doméstico/residencial;
  • 100 milhões € quanto a comercializadores;
  • E 186 milhões € no Setor público;
  • Num TOTAL de +/- 1500 milhões €

Voltou-se, portando, à era das dívidas pela eletricidade utilizada por consumidores públicos e particulares. Sem considerar já o conhecido e monstruoso deficit tarifário, que é de uma outra natureza e não será aqui abordado.

Isto refletirá o real estado socioeconómico do país, os efeitos concretos do processo de liberalização/privatização do setor e o elevadíssimo nível das tarifas/preços da eletricidade e do gás natural.

A finalizar, lembrar que no Guia emitido pela ERSE se indica o calendário definido:
• Até 30 de junho a ERSE publicará a “proposta de delimitação territorial de cada procedimento de concurso para atribuição das concessões e os estudos técnicos e económicos que lhe serviram de base” e, simultaneamente, apresentará ao Governo “um estudo com os aspetos e parâmetros a fixar no programa de concurso tipo e no caderno de encargos tipo”;
• Até 30 de agosto (ou 60 dias depois do Estudo), o governo aprova em Portaria o programa de concurso tipo e o caderno de encargos tipo, ouvida a ANMP, e, ainda, aprova a minuta do contrato tipo de concessão, ouvida a ERSE e a ANMP;
• Até 30 de setembro, os órgãos municipais e/ou das CIM decidem sobre a definição da área territorial do concurso e/ou sobre a intenção de proceder à exploração direta da distribuição em BT;
• Até 31 de dezembro as entidades que integram agrupamento de entidades adjudicantes deverão aprovar as pecas dos procedimentos concursais.

Estamos, portanto, num referencial de programação muitíssimo apertado para um dossier com elevada complexidade e delicadeza política, económica e social.
Parece fundamental recordar que os municípios não são meras entidades “técnicas”, nem sequer classificáveis como “outros intervenientes com interesse no setor elétrico”.

Os municípios são entidades político-administrativamente centrais deste processo: são eles, caso não entendam assumir diretamente a exploração da rede de distribuição em BT, que assumirão o papel de concedentes por longos anos.

Entende-se, então, vital conhecer, no curtíssimo prazo, entre outros elementos técnico-económicos, os cálculos realizados pela ERSE quanto aos proveitos permitidos (estimados) por município, relativos à atividade da distribuição da eletricidade em baixa tensão. Como já aflorámos antes, sem estes dados, que já estarão apurados, será muito difícil aos municípios analisarem a matéria que têm entre mãos.

Tal como o inventário de ativos afetos à concessão em cada um dos municípios, avaliado na presente data, e homologado pela entidade reguladora.

Explicitar, ainda, que o mercado e a concorrência existem, no setor elétrico, apenas de forma simulada, como já ficou demonstrado num outro texto (ver Preços e Tarifas de Eletricidade – elementos acerca da política energética, março 2018, publicado em academia.edu).

[1] Decreto-Lei n.º 29/2006, de 26 de fevereiro, alterado e republicado pelo Decreto-Lei n.º 215-A/2012, de 8 de outubro, e alterado pelo Decreto-Lei n.º 178/2015, de 27 de agosto, e pelo Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto, alterado e republicado pelo Decreto-Lei n.º 215-B/2012, de 8 de outubro, e alterado pela Lei n.º 7-A/2016, de 30 de março,

[2] alterada pelas Leis n.ºs 25/2015, de 30 de março, e 69/2015, de 16 de julho,

[3] Alterado pelo Decreto-Lei n.º 297/86, 18 de setembro, pelo Decreto-Lei n.º 341/90, de 30 de outubro e pelo Decreto-Lei n.º 17/92, de 5 de fevereiro)

[4] acrescentado pelo Decreto-Lei n.º 297/86, de 19 de setembro

[5] Centro de Estudos de Direito Público e Regulação

[6] Tal opção centralizadora, já aventada há anos atrás de forma circunscrita a alguns corredores empresariais, teria sempre que passar pelo difícil teste da sua conformidade constitucional com os princípios da autonomia do poder local, da descentralização e da subsidiariedade.

[7] Nesse quadro teríamos uma “solução à espanhola”, de liberalização total da distribuição de eletricidade e de recuo do sector público (autárquico). O serviço público municipal desapareceria: não haveria empresas concessionárias dos municípios, mas simplesmente empresas autorizadas pelo Estado a distribuir energia elétrica em baixa tensão nas áreas territoriais dos municípios (empresas que seriam oneradas com “obrigações de serviço público”).

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