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Document 32017D1592

Decisão (UE) 2017/1592 da Comissão, de 15 de maio de 2017, sobre a medida SA.35429 — 2017/C (ex 2013/NN) implementada por Portugal relativa à extensão da utilização dos recursos hídricos públicos para produção de energia hidroelétrica [notificada com o número C(2017) 3110] (Texto relevante para efeitos do EEE. )

C/2017/3110

OJ L 243, 21.9.2017, p. 5–13 (BG, ES, CS, DA, DE, ET, EL, EN, FR, HR, IT, LV, LT, HU, MT, NL, PL, PT, RO, SK, SL, FI, SV)

In force

ELI: http://data.europa.eu/eli/dec/2017/1592/oj

21.9.2017   

PT

Jornal Oficial da União Europeia

L 243/5


DECISÃO (UE) 2017/1592 DA COMISSÃO

de 15 de maio de 2017

sobre a medida SA.35429 — 2017/C (ex 2013/NN) implementada por Portugal relativa à extensão da utilização dos recursos hídricos públicos para produção de energia hidroelétrica

[notificada com o número C(2017) 3110]

(Apenas faz fé o texto em língua portuguesa)

(Texto relevante para efeitos do EEE)

A COMISSÃO EUROPEIA,

Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia, nomeadamente o artigo 108.o, n.o 2, primeiro parágrafo,

Tendo em conta o Acordo sobre o Espaço Económico Europeu, nomeadamente o artigo 62.o, n.o 1, alínea a),

Após ter convidado as partes interessadas a apresentarem as suas observações, nos termos do artigo 108.o, n.o 2, do Tratado, e tendo em conta essas observações,

Considerando o seguinte:

1.   PROCEDIMENTO

(1)

Em 18 de setembro de 2012, a Comissão recebeu uma denúncia de cidadãos a título individual contra um alegado auxílio estatal ilegal concedido por Portugal à EDP — Energias de Portugal, S.A. (1) («EDP»), relativa a custos ociosos em Portugal e à extensão da utilização dos recursos hídricos públicos para produção de energia hidroelétrica.

(2)

Em 30 de outubro de 2012, a Comissão transmitiu a referida denúncia às autoridades portuguesas e solicitou informações adicionais, que Portugal apresentou por ofício datado de 8 de janeiro de 2013. Em 25 de janeiro de 2013 teve lugar uma reunião com as autoridades portuguesas. Portugal apresentou informações complementares em 7 de março de 2013.

(3)

Em 18 de setembro de 2013, a Comissão enviou um ofício à República Portuguesa onde notificava a sua decisão de dar início ao procedimento formal de investigação, de acordo com o procedimento previsto no artigo 108.o, n.o 2, do Tratado, apenas no que diz respeito à extensão da utilização dos recursos hídricos públicos para produção de energia hidroelétrica.

(4)

A Comissão recebeu observações de Portugal em 21 de outubro de 2013 e, em 29 de janeiro de 2014, foi adotada a retificação pertinente.

(5)

A decisão da Comissão de dar início ao procedimento formal de investigação (2) («decisão de início do procedimento») foi publicada no Jornal Oficial da União Europeia em 16 de abril de 2014.

(6)

Em maio de 2014, a Comissão recebeu observações de terceiros.

(7)

Portugal enviou a sua resposta às observações enviadas por terceiros em 3 de julho de 2014.

(8)

A Comissão solicitou informações adicionais por ofício de 15 de abril de 2016. Portugal enviou a sua resposta em 19 de agosto de 2016.

(9)

A presente decisão encerra o procedimento formal de investigação, iniciado nos termos do artigo 108.o do TFUE. Não aprecia a conformidade da medida com outras disposições do direito da UE, nomeadamente com as regras da UE em matéria de contratação pública e em matéria antitrust, baseadas nos artigos 106.o e 102.o do TFUE.

2.   DESCRIÇÃO DA MEDIDA

2.1.   O mercado da energia em Portugal

(10)

Antes da liberalização do mercado da eletricidade em Portugal, em 2007, a eletricidade produzida em Portugal não era vendida diretamente no mercado mas sim adquirida pelo operador público da rede elétrica, a Rede Elétrica Nacional, S.A. («REN»), com base em contratos de aquisição de eletricidade a longo prazo («CAE»). De acordo com esses CAE, a REN era obrigada a comprar uma quantidade garantida de eletricidade aos produtores autorizados, a um preço garantido que cobrisse elementos de custos claramente identificados e por um período de tempo garantido, designadamente até 2027.

2.2.   A decisão relativa aos custos ociosos

(11)

Na sequência da aplicação da Diretiva 2003/54/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (3), Portugal decidiu proceder à cessação antecipada dos CAE e à sua substituição pelo pagamento de uma compensação a título dos custos ociosos [mecanismo dos Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contratual («CMEC»)]. O Decreto-Lei n.o 240/2004, de 27 de dezembro de 2004, estabelece os parâmetros e a metodologia de cálculo dos CMEC.

(12)

Portugal notificou a medida de compensação dos custos ociosos em 1 de abril de 2004, com base na Comunicação da Comissão relativa à metodologia de análise dos auxílios estatais relacionados com custos ociosos (4). Estes custos ociosos deviam ser pagos por cessação antecipada dos CAE entre a EDP e a REN para 34 centrais elétricas, das quais 27 centrais hidroelétricas, tendo em conta os encargos esperados com os investimentos anteriores num mercado liberalizado. A decisão sobre custos ociosos também diz respeito à Tejo Energia e à Turbogás. Portugal notificou a sua intenção de conceder igualmente custos ociosos à Tejo Energia e à Turbogás. Previa-se que a medida fosse financiada através de receitas provenientes de uma tarifa cobrada aos consumidores finais de eletricidade, com base na potência contratada.

(13)

A Comissão aprovou, em 2004, a medida de compensação das perdas potenciais de três empresas, entre as quais se inclui o operador estabelecido (5), através da decisão relativa ao auxílio estatal N 161/2004 — Custos ociosos no mercado da eletricidade de Portugal (6).

(14)

Tal como se estabelece nessa decisão da Comissão, a compensação dos CMEC paga anualmente à EDP desde julho de 2007 é composta por duas parcelas, a saber, uma parcela fixa, que é uma parte do montante máximo anual calculado ex ante, e uma parcela de acerto que toma em consideração o valor real da diferença entre as receitas e despesas reais das centrais em questão, calculado ao nível do grupo consolidado de empresas, a EDP neste caso. No início de 2018, que será o 11.o ano após a data da cessação antecipada dos CAE, será calculado um acerto final do montante dos CMEC. Esse acerto final será calculado com base nas receitas previstas até ao final de 2027, que é o termo da aplicação do mecanismo CMEC, na sequência da decisão da Comissão.

2.3.   Extensão do período de concessão

(15)

O acordo para a cessação dos CAE da EDP no que se refere às centrais hidroelétricas foi celebrado em fevereiro de 2005, após a adoção do Decreto-Lei n.o 240/2004. O acordo de cessação dos CAE contém uma cláusula com efeitos suspensivos sobre a cessação acordada. Essa cláusula condiciona a cessação dos CAE ao direito de utilização dos recursos hídricos públicos por um período não inferior ao fim de vida do equipamento e obras de engenharia civil. De qualquer forma, o direito de utilização dos recursos hídricos públicos seria concedido ao produtor de energia, ou seja, à EDP, pelo mesmo período.

(16)

Nos termos da Lei da Água portuguesa, Lei n.o 58/2005, de 29 de dezembro de 2005, e do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, de 31 de maio de 2007, relativo ao regime de utilização dos recursos hídricos, a utilização dos recursos hídricos públicos para a produção de eletricidade está sujeita a uma concessão. A escolha da entidade titular da concessão tinha de ser efetuada através de um dos procedimentos específicos previstos na legislação. De acordo com o Decreto-Lei n.o 240/2004 e o Decreto-Lei n.o 226-A/2007, no termo da concessão, os ativos relacionados com a atividade sujeita à concessão revertem gratuitamente para o Estado. Se, no entanto, a entidade titular da concessão tiver realizado investimentos autorizados pela entidade concedente que não foram nem podiam ser recuperados, o Estado pode reembolsar o titular do valor não recuperado ou prorrogar a concessão pelo prazo necessário para permitir a recuperação dos investimentos, não podendo em caso algum o prazo total exceder 75 anos (7).

2.4.   Valor da extensão das concessões hidroelétricas

(17)

Portugal efetuou três estudos que descrevem em pormenor o cálculo do possível valor económico resultante da extensão em 2007. Os principais resultados dos estudos foram os seguintes:

a)

A REN estima o valor da extensão da concessão em 1 672 milhões de EUR, com base numa taxa de desconto única de 6,6 % que corresponde ao valor que a EDP comunicou para o custo médio ponderado do capital («CMPC»).

b)

A Caixa Banco de Investimento estima um valor entre 650 milhões e 750 milhões de euros, com base em duas taxas de desconto: o valor residual dos CAE atualizado à taxa de 4,57 %, resultante de um spread de 50 pontos de base em relação à taxa de 4,05 % das obrigações do Estado a 15 anos; e o fluxo de caixa livre usando um fator que reflete o CMPC da EDP de 7,72 %, com base num modelo de avaliação dos bens de capital alimentado com dados derivados indiretamente de estimativas dos custos de capital e de risco de operadores europeus semelhantes.

c)

O Crédit Suisse First Boston («CSFB») estima um valor de 704 milhões de EUR, assumindo um preço da eletricidade de 50 EUR/MWh, com base numa atualização às taxas de desconto de 7,89 % para o CMPC e de 4,55 % para o valor residual, respetivamente. Tal como no caso da Caixa Banco de Investimento, a taxa para o CMPC baseia-se num modelo de avaliação dos bens de capital alimentado com dados derivados indiretamente de estimativas dos custos de capital e de risco de operadores europeus semelhantes.

(18)

O Decreto-Lei n.o 226-A/2007 proporcionou uma base jurídica às cláusulas suspensivas dos CAE, prorrogando a duração dos direitos de utilização dos recursos hídricos públicos detidos por centrais hidroelétricas operadas pela EDP cujos CAE tinham sido cessados pelo Decreto-Lei n.o 240/2004.

(19)

Nos termos do artigo 91.o, n.o 6, do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, a transmissão de direitos a favor de produtores de eletricidade (de facto, a EDP) ficou sujeita ao pagamento de um valor de equilíbrio económico-financeiro. Tal como definido no artigo 92.o, n.o 1, do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, este valor corresponde, para cada central elétrica, à diferença entre o valor de mercado da sua exploração até ao final do prazo alargado, expresso em termos de fluxos de caixa, e o valor residual do investimento, como estabelecido no CAE, e atualizados às taxas de desconto adequadas para cada uma destas duas componentes do preço. Esta disposição permitia que a transação não fosse tratada como um único investimento em termos financeiros, dado que se usam diferentes taxas de juro para a atualização:

a)

Do valor residual (a pagar à EDP);

b)

Dos fluxos de caixa livres para a EDP resultantes de vendas subsequentes de eletricidade gerada por essas centrais hidroelétricas (a pagar a Portugal pela EDP e, em última análise, pelos consumidores).

(20)

Em conformidade com as disposições do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, a EDP pagou ao Estado português a quantia de 759 milhões de EUR a título do equilíbrio económico-financeiro da extensão de todas as 27 concessões de centrais hidroelétricas. Este valor inclui o montante de 55 milhões de EUR, correspondente à taxa de recursos hídricos. Daqui resulta que o montante líquido dessa retribuição que a EDP pagou foi de 704 milhões de EUR.

2.5.   A denúncia

(21)

A denúncia recebida em setembro de 2012 alegava que Portugal tinha concedido à EDP auxílios estatais ilegais, incompatíveis com o mercado interno, resultantes das duas medidas distintas seguintes:

a)

A compensação em benefício da EDP relativa a custos ociosos anteriores à liberalização do mercado da eletricidade, que a Comissão aprovou na sua decisão relativa ao auxílio estatal N 161/2004 — Custos ociosos no mercado da eletricidade de Portugal (conforme referido no considerando 12 (8)): o autor da denúncia alega que, devido a alterações das circunstâncias desde a adoção da decisão da Comissão, assim como à incompatibilidade com as condições estabelecidas na Comunicação da Comissão relativa à metodologia de análise dos auxílios estatais relacionados com custos ociosos (9), o auxílio aprovado em 2004 deixou de ser compatível com as regras da União em matéria de auxílios estatais.

b)

O baixo preço pago pela EDP a Portugal em 2007 para a extensão sem concurso público da duração das concessões para a utilização de recursos hídricos públicos para a produção de energia hidroelétrica, de que resulta a perda de receitas pelo Estado em benefício da EDP.

2.6.   A decisão de início do procedimento

(22)

Na decisão de início do procedimento, a Comissão refutou a parte da denúncia relativa à compensação dos custos ociosos e concluiu que não havia motivos para declarar que o auxílio já não era compatível com o mercado interno.

(23)

No entanto, a Comissão levantou dúvidas quanto ao possível auxílio estatal à EDP na implementação do regime sobre a utilização dos recursos hídricos. A Comissão concluiu, a título preliminar, na sua decisão de início do procedimento, que o montante possivelmente baixo pago pela EDP pela extensão da concessão para a utilização de recursos públicos hídricos por força do Decreto-Lei n.o 226-A/2007 parecia, caso se confirmasse, ter proporcionado uma vantagem económica seletiva à EDP.

(24)

Quanto à compatibilidade, a Comissão teve dúvidas, naquela fase, quanto à existência de uma base jurídica adequada para a compatibilidade do eventual auxílio estatal concedido à EDP com o mercado interno.

2.6.1.   Ausência de concurso

(25)

Em primeiro lugar, a Comissão observou que a adjudicação da utilização de recursos hídricos públicos em regime de concessão para efeitos de prestação de um serviço num mercado pode não comportar uma vantagem económica para o beneficiário, se a dita concessão for adjudicada no âmbito de um concurso público e não discriminatório em que participe um número suficiente de operadores interessados. No entanto, no caso em apreço, os acordos de cessação dos CAE prolongaram, de facto, por cerca de 25 anos, em média, o direito exclusivo da EDP de explorar as centrais elétricas em causa sem qualquer processo de concurso. Com efeito, a organização de um concurso ficou esvaziada pelas cláusulas suspensivas dos 27 acordos de cessação dos CAE entre a REN e a EDP.

(26)

Tendo em conta a significativa parte do mercado português representada pelas centrais elétricas (27 %), a posição da EDP no mercado português de geração e venda por grosso (55 %) e o interesse específico de centrais hidroelétricas numa carteira de produção de eletricidade, a Comissão considerou que essas cláusulas suspensivas podem ter desencadeado um efeito de exclusão do mercado numa base duradoura para a entrada no mercado de potenciais concorrentes que poderiam ter concorrido ao concurso público. Por conseguinte, poderia estabelecer-se uma vantagem económica beneficiando indevidamente a EDP caso o concurso tivesse tido por resultado um preço mais elevado do que o que foi pago pela EDP, líquido do valor residual devido a esta empresa.

2.6.2.   Estudos económicos de apoio utilizados para estimar o preço de transação

(27)

Em segundo lugar, na sua decisão de início do procedimento, a Comissão considerou que uma segunda melhor solução, na ausência de concurso, poderia ter sido a de uma negociação em condições normais de concorrência entre as autoridades portuguesas e a EDP. Portugal, na qualidade de operador de mercado, teria procurado obter um retorno elevado sobre os bens públicos concessionados. Com esta abordagem, a negociação com a EDP baseada na avaliação efetuada em 2007 (10) ter-se-ia revelado a mais benéfica para Portugal, ou seja, a avaliação proposta pela REN.

(28)

Tal como referido no considerando 44 da decisão de início do procedimento, Portugal tinha consentido num preço final correspondente a quase metade do preço avaliado pela REN. Se a avaliação proposta pela REN for a mais rigorosa, parece pouco plausível que o Estado tenha agido como um operador de mercado nas suas negociações com a EDP.

2.6.3.   Metodologia financeira utilizada para determinar o preço de transação

(29)

Em terceiro lugar, levantaram-se dúvidas quanto à metodologia utilizada para determinar o preço de transação. O método estabelecido no Decreto-Lei n.o 226-A/2007 segue de perto a abordagem apresentada pela Caixa Banco de Investimento que utiliza duas taxas de desconto (11).

(30)

A Comissão manifestou dúvidas quanto ao facto de a não utilização da mesma taxa de desconto, baseada unicamente no custo do capital da EDP, como proposto pela REN, pudesse implicar uma vantagem económica para a EDP. A Comissão observou que, se a taxa utilizada para atualizar o valor residual e os fluxos de caixa livres tivesse sido uma única taxa de CMPC, baseada no custo de capital típico de um produtor de eletricidade europeu (7,55 %), a EDP deveria ter pago 1 340 milhões de EUR, ou seja, mais 581 milhões de EUR do que realmente pagou.

(31)

Por conseguinte, a Comissão considerou, na sua decisão de início do procedimento, que, tendo em consideração a escolha feita pelas autoridades portuguesas de prorrogar as concessões em benefício exclusivo da EDP e não através de um concurso aberto a outros concorrentes, poderia ter sido mais adequado utilizar uma taxa de desconto baseada no CMPC real da EDP, de modo a refletir o seu próprio custo de capital real. A REN comunicou que o CMPC real da EDP em 2007 era de 6,6 % e, por conseguinte, pode ser adequado utilizar este valor em vez de 7,55 %. Por conseguinte, a Comissão concluiu que era possível estabelecer a existência de uma vantagem económica que indevidamente beneficiou a EDP.

3.   OBSERVAÇÕES DAS PARTES INTERESSADAS

(32)

Durante a investigação formal, a Comissão recebeu observações dos autores da denúncia e da EDP.

(33)

Os autores da denúncia consideraram que, através da extensão das concessões, a EDP beneficiou de auxílios estatais. Na sua opinião, a medida constitui uma compensação pela perda de receitas.

(34)

Na resposta de 19 de maio de 2014, a EDP considera, pelo contrário, que a medida não constitui um auxílio estatal. Em primeiro lugar, a EDP alega que não obteve qualquer vantagem económica do reconhecimento, em 2007, do direito de usar os recursos hídricos públicos até ao fim da vida útil do equipamento nas 27 centrais hidroelétricas com CAE, considerando que esse direito foi concedido em condições normais de mercado.

(35)

Segundo a EDP, a existência de uma vantagem económica pode ser excluída se o Estado atuar como um vendedor privado numa transação em condições normais de concorrência no mercado aberto e procurar obter o melhor preço pelo bem.

(36)

A EDP afirma ter direito a receber o valor residual das centrais hidroelétricas se os CAE cessarem antes do termo do período de vida útil das centrais. Por conseguinte, não era economicamente viável para o Estado abrir um concurso público em 2007 para a atribuição de novas concessões de recursos hídricos.

(37)

A EDP considera que, se o Estado tivesse procurado obter um valor mais elevado do que o decorrente dos estudos independentes, a EDP teria optado por não alargar o direito de utilização dos recursos hídricos e receber imediatamente o valor residual das centrais elétricas, como era seu direito.

(38)

Além disso, a EDP considera que o estudo da REN sobre o valor económico da extensão das concessões contém pressupostos económicos e financeiros desadequados que reduzem significativamente o valor dos direitos, o que significa que a EDP nunca teria aceitado os resultados desse estudo para efeitos de uma «negociação bilateral».

(39)

Por conseguinte, a EDP alega que a fixação unilateral do valor da extensão das concessões com base numa metodologia de avaliação objetiva é suficiente para evitar a existência de uma vantagem económica.

(40)

Em segundo lugar, a EDP alega ainda que a metodologia estabelecida no Decreto-Lei n.o 226-A/2007 é objetiva e baseia-se em princípios geralmente aceites de cálculo económico. A sua aplicação permite a realização de cálculos de compensações coerentes, justificáveis e não arbitrários.

(41)

No que respeita às taxas de desconto adequadas a usar nos fluxos financeiros de cada uma das centrais, tanto a Caixa Banco de Investimento como o CSFB concluíram que a taxa de desconto do valor residual das centrais deveria refletir o risco contratual inerente nesse valor. A EDP salientou que, desde a sua entrada em vigor em 1995, todos os CAE já tinham conferido à EDP o direito a receber da REN o valor residual da central se o contrato viesse a cessar antes do seu termo. Se a EDP não estivesse interessada na extensão do seu direito a usar os recursos hídricos públicos, poderia, nesse caso, receber da REN o valor residual, na data de termo de cada CAE.

(42)

Além disso, a EDP explica que o valor residual das centrais hidroelétricas que tem direito a recuperar é, na realidade, um crédito da EDP sobre o Estado, através da REN, desde a entrada em vigor dos CAE em 1995. A REN é uma empresa controlada pelo Estado português. O risco de não cumprir as suas obrigações deve, por conseguinte, ser associado ao risco da dívida do Estado. A EDP conclui que a taxa de desconto relevante para atualizar esse valor deve, assim, ter apenas em conta o risco associado ao incumprimento pela REN dessa obrigação.

4.   OBSERVAÇÕES E RESPOSTAS DE PORTUGAL

(43)

Portugal enviou uma resposta às observações das partes interessadas, mas concentrou-se na questão dos custos ociosos, acerca da qual a Comissão não tinha levantado quaisquer dúvidas.

(44)

Em abril de 2016, a Comissão solicitou a Portugal informações adicionais. Portugal respondeu em 16 de abril de 2016, e apresentou esclarecimentos jurídicos sobre as disposições do Decreto-Lei n.o 240/2004 e os anexos dos contratos de concessão.

5.   APRECIAÇÃO DA MEDIDA

5.1.   Existência de auxílio

(45)

Nos termos do artigo 107.o, n.o 1, do Tratado, «são incompatíveis com o mercado interno, na medida em que afetem as trocas comerciais entre os Estados-Membros, os auxílios concedidos pelos Estados ou provenientes de recursos estatais, independentemente da forma que assumam, que falseiem ou ameacem falsear a concorrência, favorecendo certas empresas ou certas produções».

(46)

Para poder determinar se existe um auxílio estatal, a Comissão deve avaliar se estão preenchidos os critérios cumulativos do artigo 107.o, n.o 1, do Tratado (transferência de recursos estatais, imputabilidade do Estado, vantagem seletiva, potencial distorção da concorrência e consequências para o comércio intra-União) para a medida objeto de inquérito.

5.1.1.   Imputabilidade

(47)

No que diz respeito à imputabilidade, sempre que uma autoridade pública concede uma vantagem a um beneficiário, a medida é, por definição, imputável ao Estado.

(48)

A extensão do direito de utilização dos recursos hídricos públicos para geração de energia hidroelétrica em benefício da EDP na qualidade de entidade subtitular da concessão da REN resulta da aplicação do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, relativo ao regime sobre a utilização dos recursos hídricos. As disposições do referido decreto-lei também estabelecem as regras que devem ser aplicadas pelo Estado para a determinação do pagamento efetuado pela EDP em contrapartida dos benefícios económicos da extensão. O Decreto-Lei n.o 226-A/2007 é um ato público adotado e aprovado pelas autoridades portuguesas. Daqui resulta que as medidas de auxílio estatal eventualmente contidas no mesmo seriam imputáveis à República Portuguesa.

5.1.2.   Recursos estatais

(49)

No que diz respeito à classificação de recursos estatais, a concessão de acesso ao domínio público ou a recursos naturais ou a concessão de direitos especiais ou exclusivos sem uma remuneração adequada em consonância com os preços de mercado pode corresponder a uma renúncia a receitas públicas (12).

(50)

Em conformidade com a Lei da Água n.o 58/2005 e o Decreto-Lei n.o 226-A/2007, os recursos hídricos no território português pertencem ao Estado português e não podem ser privatizados nem detidos por pessoas singulares ou coletivas. Daqui resulta que, em princípio, os benefícios económicos decorrentes da utilização dos recursos hídricos públicos são provenientes de recursos estatais, na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do Tratado.

(51)

Os recursos naturais com valor intangível, tais como a água ou o ar, podem ser necessários e por vezes essenciais para os cidadãos. No entanto, se a sua exploração não for comercializável e/ou não se atribuir um valor económico à sua utilização, esses recursos não constituem necessariamente um veículo para a atribuição dos benefícios económicos a que se refere o artigo 107.o, n.o 1, do Tratado, e podem não ficar abrangidos pela classificação de recurso estatal. Neste caso, a medida consiste na concessão de um direito de utilização de recursos hídricos que fazem parte do domínio público. A existência de um preço de transação revela que a esse direito é atribuído um valor económico. Por conseguinte, a Comissão conclui que a medida envolve recursos estatais.

(52)

O artigo 9.o da Diretiva 2000/60/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (13) estabelece o princípio da amortização dos custos dos serviços hídricos, incentivos adequados nas políticas de estabelecimento de preços da água para a utilização eficiente dos recursos hídricos e um contributo adequado do setor industrial, entre outros. Estas disposições do direito da União reconhecem um valor económico às diferentes utilizações da água. Além disso, de qualquer forma, no caso de Portugal, as disposições do artigo 91.o do Decreto-Lei n.o 226-A/2007 determinam ainda que a utilização de recursos hídricos públicos para a geração de eletricidade implica um valor económico quantificável e comercializável ao abrigo da legislação portuguesa.

(53)

Daí decorre que a extensão do direito de utilização dos recursos hídricos para geração de energia hidroelétrica em benefício da EDP na qualidade de entidade subtitular da concessão da REN, tal como se estabelece no Decreto-Lei n.o 226-A/2007, envolve aparentemente recursos estatais na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do Tratado.

5.1.3.   Inexistência de uma vantagem

(54)

Também se pode estabelecer com base numa metodologia de avaliação normalizada e geralmente aceite se uma transação está, ou não, em conformidade com as condições de mercado (14). Essa metodologia tem de se basear nos dados fiáveis, verificáveis e objetivos disponíveis (15), que devem ser suficientemente pormenorizados e refletir a situação económica no momento em que a transação foi decidida, tendo em conta o nível de risco e as expectativas futuras (16).

(55)

Na sua decisão de início do procedimento, a Comissão manifestou dúvidas quanto ao facto de o valor económico da extensão das concessões, avaliado em 2007, ter sido subestimado devido à utilização de diferentes taxas de desconto aplicadas às suas duas componentes, o valor residual dos ativos não amortizados e os fluxos de caixa livres gerados pela exploração das centrais.

(56)

O preço da extensão estimado em 2007 é de 704 milhões de EUR (líquido dos impostos deduzidos, no valor de 55 milhões de EUR) e tem duas componentes. Em primeiro lugar, é composto pelos fluxos de caixa livres atualizados resultantes da exploração das centrais no período 2020-2044 (17) (2 115 milhões de EUR atualizados a 2007). Em segundo lugar, é composto pelo valor atual líquido, em 2007, do valor residual (1 356 milhões de EUR atualizados a 2007). É de notar que a EDP teria tido direito a recuperar o valor destes ativos, se Portugal decidisse não conceder a extensão da concessão à EDP.

(57)

A Comissão questionou em que medida a aplicação de um fator de desconto inferior ao valor residual dos ativos não amortizados era aceitável do ponto de vista metodológico (18).

(58)

A fim de refletir o facto de que o valor desses ativos não amortizados utilizados para a exploração da central será conhecido em 2020 e, por conseguinte, menos incerto, uma vez que é objeto de um contrato com entidades controladas pelo Estado português, os bancos utilizaram uma taxa de desconto menos elevada do que o CMPC aplicado aos fluxos de caixa, ou seja, a taxa sem risco mais um spread 50-80 bpp (cerca de 4,6 % contra 7,8 % para o CMPC). A aplicação de uma taxa de desconto inferior aumenta o valor atual líquido do valor residual e diminui o preço da extensão. Tendo em conta que o valor residual não é afetado pelas mesmas incertezas económicas que os fluxos de caixa livres, pode concluir-se que a aplicação da taxa sem risco é justificada.

(59)

Por outro lado, a utilização do CMPC para estimar o valor atual líquido dos fluxos de caixa livres (gerados entre 2020 e 2044, em média) corresponde a uma prática de mercado. É justificada pelo maior risco operacional num contexto de mercado liberalizado, pela realização do mercado ibérico da energia elétrica (19), pelo desenvolvimento de um mercado da energia mais integrado a nível europeu, o que implica, no seu conjunto, mais incertezas sobre a geração de liquidez. Por conseguinte, a aplicação do CMPC ao valor atualizado dos fluxos de caixa é justificada.

(60)

A avaliação do CMPC foi feita pela Caixa Banco de Investimento e pelo CSFB utilizando uma combinação de uma abordagem comparativa (CMPC de atores semelhantes em setores semelhantes) com uma abordagem ascendente (novo cálculo do CMPC utilizando dados públicos obtidos junto da Bloomberg). O CMPC foi estimado em 7,72 % e 7,88 % pela Caixa Banco de Investimento e pelo CSFB, respetivamente. Esta abordagem reflete a prática de mercado e está em conformidade com abordagens semelhantes que a Comissão já validou noutros processos (20).

(61)

A Comissão também exprimiu dúvidas quanto à possibilidade de a metodologia adotada pela REN, o operador da rede de transporte, para avaliar o preço da extensão, resultando num preço mais elevado (1 672 milhões de EUR), poder ser considerada como uma abordagem mais satisfatória do que as avaliações realizadas pelas duas instituições financeiras (21).

(62)

No entanto, a metodologia proposta pela REN não constitui uma prática de mercado. O preço da extensão proposto não pode ser aceite pelas seguintes razões:

a)

A REN aplicou uma única taxa de desconto tanto para o valor residual como para os fluxos de caixa livres. Esta taxa de desconto assume que o CMPC é dado pelo CMPC da EDP (6,6 %). O CMPC deve, no entanto, ter em conta a rendibilidade requerida por um painel de investidores de um determinado setor num determinado país, para um certo tipo de projeto. Os CMPC são geralmente calculados com base numa abordagem comparativa (CMPC de atores comparáveis no mercado) e numa abordagem ascendente, envolvendo uma estimativa específica de cada componente do CMPC (beta, prémio de risco de mercado), que não se efetuou no estudo. Assim, aparentemente o método da REN não aplica a metodologia normalizada geralmente aplicada pelo mercado.

b)

Além disso, a avaliação da REN não pôde ser utilizada pelas autoridades portuguesas, devido à sua falta de independência. De acordo com o quadro normativo português, o valor da concessão deveria ser determinado com base nas avaliações realizadas por duas instituições independentes, o CSFB e a Caixa Banco de Investimento, no caso em apreço, e as suas avaliações foram utilizadas para determinar o valor do preço da extensão. Tal como indicado anteriormente, as avaliações fornecidas pelo CSFB e pela Caixa Banco de Investimento utilizaram uma metodologia adequada. A Comissão não tem qualquer motivo para considerar essas avaliações inadequadas para estabelecer o valor de mercado do período de extensão das concessões.

(63)

Em conclusão, após análise cuidadosa, a metodologia utilizada por Portugal para avaliar o preço da extensão pode ser considerada satisfatória.

(64)

Em caso de concurso, Portugal teria tido de pagar à EDP o montante dos ativos não amortizados no final do período de concessão dos CAE (2020). Em segundo lugar, o preço da extensão baseia-se no pressuposto de que o preço da eletricidade é de 50 EUR/MWh. Deve salientar-se que a compensação pelos custos ociosos avaliados no mesmo período se baseou numa estimativa de 36 EUR/MWh. Se esta hipótese tivesse sido escolhida para o cálculo do preço da extensão, Portugal teria tido de suportar um preço negativo ( – 15,4 milhões de EUR de valor atual líquido). Por conseguinte, os pressupostos em termos de preços, em comparação com os pressupostos utilizados na decisão relativa aos custos ociosos, são certamente mais favoráveis ao Estado português e refletem uma abordagem conservadora adotada por ambas as instituições financeiras na sua avaliação do preço da extensão.

6.   CONCLUSÃO

(65)

A Comissão conclui, por conseguinte, que a medida que confere à EDP o direito a explorar centrais hidroelétricas por um período alargado mediante o pagamento de um montante de 704 milhões de EUR não preenche todas as condições cumulativas do artigo 107.o, n.o 1, do Tratado, pelo que não constitui um auxílio estatal.

ADOTOU A PRESENTE DECISÃO:

Artigo 1.o

A medida que Portugal implementou a favor da EDP — Energias de Portugal, S.A. no que se refere à extensão da utilização dos recursos hídricos para produção de energia hidroelétrica não constitui um auxílio estatal na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia.

Artigo 2.o

A destinatária da presente decisão é a República Portuguesa.

Feito em Bruxelas, em 15 de maio de 2017.

Pela Comissão

Margrethe VESTAGER

Membro da Comissão


(1)  Anteriormente designada «Eletricidade de Portugal», até 2004.

(2)  Auxílio estatal SA.35429 (2013/C) (ex 2012/CP) — Extensão da utilização dos recursos hídricos para produção de energia hidroelétrica — Convite à apresentação de observações, nos termos do artigo 108.o, n.o 2, do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (JO C 117 de 16.4.2014, p. 113).

(3)  Diretiva 2003/54/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 26 de junho de 2003, que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade e que revoga a Diretiva 96/92/CE (JO L 176 de 15.7.2003, p. 37).

(4)  Adotada pela Comissão em 26 de julho de 2001 e comunicada aos Estados-Membros através do ofício SG (2001) D/290869 de 6 de agosto de 2001.

(5)  Concretamente, a EDP, a Tejo Energia e a Turbogás.

(6)  Decisão C(2004)3468 da Comissão, de 22 de setembro de 2004, relativa ao auxílio estatal N 161/2004, Custos ociosos no mercado da eletricidade de Portugal (JO C 250 de 8.10.2005, p. 9).

(7)  As autoridades portuguesas explicaram que o princípio segundo o qual os investimentos não recuperados são objeto de compensação quando os ativos em causa revertem para o Estado no final da concessão já estava previsto na legislação portuguesa antes da liberalização do setor.

(8)  Decisão C(2004) 3468 da Comissão, de 22 de setembro de 2004, relativa ao auxílio estatal N 161/2004, Custos ociosos no mercado da eletricidade de Portugal (JO C 250 de 8.10.2005, p. 9).

(9)  Adotada pela Comissão em 26 de julho de 2001 e comunicada aos Estados-Membros através do ofício SG (2001) D/290869 de 6 de agosto de 2001.

(10)  Ver considerando 16 da decisão de início do procedimento.

(11)  Ver considerando 16 da decisão de início do procedimento.

(12)  Ver Comunicação da Comissão relativa à aplicação das regras em matéria de auxílios estatais da União Europeia à compensação concedida pela prestação de serviços de interesse económico geral (JO C 8 de 11.1.2012, p. 4), ponto 33, onde é feita referência ao acórdão do Tribunal de Justiça de 22 de maio de 2003 no processo Connect Austria Gesellschaft für Telekommunikation GmbH/Telekom-Control-Kommission e Mobilkom Austria AG, C-462/99, ECLI:EU:C:2003:297, n.os 92 e 93; e ao acórdão do Tribunal de Primeira Instância de 4 de julho de 2007 no processo Bouygues e Bouygues Télécom SA/Comissão, T-475/04, ECLI:EU:T:2007:196, n.os 101, 104, 105 e 111.

(13)  Diretiva 2000/60/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de outubro de 2000, que estabelece um quadro de ação comunitária no domínio da política da água (JO L 327 de 22.12.2000, p. 1).

(14)  Ver acórdão do Tribunal de Primeira Instância de 29 de março de 2007 no processo Scott/Comissão, T-366/00, ECLI:EU:C:2007:99, n.o 134, e acórdão do Tribunal de Justiça de 16 de dezembro de 2010 no processo Seydaland Vereinigte Agrarbetriebe, C-239/09, ECLI:EU:C:2010:778, n.o 39.

(15)  Ver acórdão do Tribunal de Primeira Instância de 16 de setembro de 2004 no processo Valmont Nederland BV/Comissão, T274/01, ECLI:EU:T:2004:266, n.o 71.

(16)  Ver acórdão do Tribunal de Primeira Instância de 29 de março de 2007 no processo Scott/Comissão, T-366/00, ECLI:EU:T:2007:99, n.o 158.

(17)  2020 corresponde ao ano médio de fim dos CAE e do período de compensação dos custos ociosos para as 27 centrais hidroelétricas envolvidas na transação. 2044 corresponde à data média de fim do período de extensão das concessões das 27 centrais hidroelétricas.

(18)  Ver considerando 51 da decisão de início do procedimento.

(19)  O mercado ibérico da energia elétrica, ou MIBEL, foi definido no Acordo entre a República Portuguesa e o Reino de Espanha para a Constituição de um Mercado Ibérico da Energia Elétrica. O MIBEL foi implementado através de um conjunto de instrumentos legislativos adotados em Espanha (por exemplo, a Portaria ITC/2129/2006, de 30 de junho de 2006) e em Portugal (por exemplo, a Portaria 643/2006, de 26 de junho de 2006).

(20)  Ver, por exemplo, o processo de Auxílio estatal — Hungria — SA.38454 (2015/C) (ex 2015/N) — Eventual auxílio à central nuclear de Paks — Convite à apresentação de observações nos termos do artigo 108.o, n.o 2, do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (JO C 8 de 12.1.2016, p. 2), e os processos T-319/12 e T-321/12 — Espanha e Ciudad de la Luz/Comissão, ECLI:EU:T:2014:604, n.o 40, T-233/99 e T-228/99 — Landes Nordrhein-Westfalen/Comissão, ECLI:EU:T:2003:57, n.o 245.

(21)  Ver considerandos 48 a 51 da decisão de início do procedimento.


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