1.

Em 18 de setembro de 2012, a Comissão recebeu uma denúncia de cidadãos a título individual contra um alegado auxílio estatal concedido por Portugal à Eletricidade de Portugal SA (“EDP”).

2.

Em 30 de outubro de 2012, a Comissão transmitiu a referida denúncia às autoridades portuguesas e solicitou informações adicionais, que Portugal apresentou por carta datada 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.

O autor da denúncia alega que Portugal concedeu à EDP um auxílio estatal ilegal e incompatível, o qual se traduziu em duas medidas distintas a seguir descritas.

4.

A análise das duas medidas que foram objeto de denúncia implica que a descrição da respetiva base jurídica e da sua implementação seja considerada num contexto mais vasto, tanto jurídico como de mercado. Assim, torna-se necessário examinar i) o regime jurídico aplicável ao fornecimento de eletricidade em Portugal antes da liberalização total do mercado da eletricidade, ii) as disposições adotadas em Portugal para alterar esse regime a partir de 2004 e as correspondentes compensações financeiras e iii) as condições fixadas em 2007 para a extensão das concessões para a produção de energia hidroelétrica para além do termo previsto, assim como os elementos de prova contemporâneos da avaliação dos benefícios económicos resultantes da extensão da utilização do domínio público hídrico. Estes vários aspetos são descritos adiante.

5.

A 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 (3) consagra a total liberalização dos mercados da eletricidade da UE iniciada com a Diretiva 96/92/CE. O artigo 21.o desta diretiva fixa a obrigação de, até 1 de julho de 2004, todos os clientes não-domésticos e, até 1 de julho de 2007, todos os clientes domésticos poderem comprar eletricidade a um fornecedor da sua escolha.

6.

Em Portugal, o Decreto-Lei n.o 29/2006, de 15 de fevereiro, que transpõe a Diretiva 2003/54/CE, estabelece os princípios gerais relativos à organização e funcionamento do sistema elétrico nacional, bem como o exercício das atividades de produção. De acordo com o artigo 4.o do referido diploma, o exercício das atividades de produção processa-se em regime de livre concorrência e igualdade de tratamento e de oportunidades para todos os interessados.

7.

Antes da constituição do mercado ibérico da eletricidade (MIBEL), em 2007, o quadro normativo para a produção de eletricidade era o que definia o Decreto-Lei n.o 183/95, de 27 de julho, e assentava num sistema de vinculação que abrangia as principais centrais elétricas portuguesas. Este Decreto-Lei obrigava os produtores de eletricidade a vender a energia a um único comprador, o operador público da rede de eletricidade, a Rede Elétrica Nacional (REN).O fornecimento de eletricidade e os fluxos financeiros entre a REN e os produtores estavam consubstanciados nos Contratos de Aquisição de Energia (CAE). Estes contratos estabeleciam que os pagamentos da eletricidade gerada e a disponibilidade da central produtora deviam cobrir os custos variáveis essencialmente decorrentes do consumo de combustível e remunerar o investimento a uma taxa garantida.

8.

Por força da Diretiva n.o 4672/2005, de 9 de fevereiro, vários CAE celebrados com unidades pertencentes à EDP cessaram e foram substituídos por um mecanismo de compensação dos custos ociosos (os chamados Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contratual, o mecanismo CMEC), com base no Decreto-Lei n.o 240/2004, de 27 de dezembro. Duas outras centrais elétricas, uma central que utiliza o carvão para produzir eletricidade, pertencente à Tejo Energia, e uma central de turbina a gás de ciclo combinado (GTCC) que pertence à Turbogás, mantiveram os respetivos CAE em vigor.

9.

Na Comunicação relativa à metodologia de análise dos auxílios estatais relacionados com custos ociosos (4), a Comissão indicava de que forma tencionava aplicar as disposições do Tratado relativas aos auxílios estatais, em especial o (agora) artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do TFUE, em caso de medidas de auxílio destinadas a compensar o custo de compromissos e garantias que não seja possível continuar a honrar por força da Diretiva 96/92/CE.

10.

Com base nesta comunicação, a Comissão aprovou, por decisão de 22 de setembro de 2004 (processo N 161/2004 (5)), o regime de aplicação das compensações relativas a custos ociosos para a EDP, conforme consta do mecanismo CMEC. Estas compensações deviam ser pagas pela cessação antecipada dos CAE entre a EDP e a REN relativamente a 34 centros eletroprodutores, dos quais 27 eram centrais hidroelétricas, considerando o esperado impacto de investimentos passados num mercado (MIBEL) liberalizado.

11.

Aplicando a Comunicação, a Comissão considerou que a garantia de funcionamento que os CAE representaram para as centrais da EDP em questão poderia ter influenciado investimentos muito importantes geradores de prejuízos muito elevados para estas centrais, dada a sua alegada ineficiência. Na falta de compensação dos custos em questão, atendendo à sua dimensão, a Comissão concluiu que a viabilidade da EDP podia estar em perigo.

12.

A Comissão registou também que o auxílio seria financiado através de uma tarifa aplicada aos consumidores finais de eletricidade, baseada na potência contratada, e que, por conseguinte não dependia do volume de energia consumida. Uma vez que a compensação dos CMEC a favor dos produtores portugueses não estava a ser financiada por eletricidade produzida por produtores não portugueses e importada de outros Estados-Membros, a Comissão pôde concluir de forma positiva sobre o mecanismo de financiamento do previsto auxílio.

13.

Assim, a decisão não levantou objeções ao auxílio para compensação de custos ociosos à EDP no valor máximo de 5 563 milhões de euros até 2027 (a preços de Dezembro de 2003), conforme foi consagrado no projeto notificado de Decreto-Lei CMEC que Portugal aprovou em 27 de dezembro de 2004 (Decreto-Lei n.o 240/2004).

14.

Conforme referido na Decisão da Comissão de 22 de setembro de 2004, as compensações CMEC pagas anualmente à EDP desde julho de 2007 incluíam dois elementos, designadamente uma componente fixa que corresponde à proporção do montante máximo calculado ex ante que se refere ao ano em causa e um ajustamento que tem em conta o valor efetivo da diferença entre custos e receitas das centrais em questão, calculados ao nível dos grupos consolidados, neste caso a EDP. Será feito um ajustamento final dos CMEC em 2018, o 11.o ano seguinte à cessação antecipada do CAE, em conformidade com o artigo 11.o, n.o 12 do Decreto-Lei n.o 240/2004 e respetivos anexos I e VI. Este ajustamento final será calculado com base no rendimento expectado até finais de 2027, que corresponde ao termo da aplicação do mecanismo CMEC, o que está em linha com a decisão da Comissão.

15.

A aplicação do mecanismo dos CMEC começou em paralelo com o MIBEL, a partir de 1 de julho de 2007. Desde então e até 2011, os CMEC pagos à EDP ascendem a 1 496,5 milhões de euros, dos quais 364,5 milhões correspondem à componente fixa e 1 132 milhões correspondem à componente de ajustamento (6). Com base naquilo que representam da componente de ajustamento (24,8%), os pagamentos CMEC correspondentes às 27 centrais hidroelétricas abrangidas pelo mecanismo ascenderiam aproximadamente a 371,7 milhões de euros no período 2007-2011. As futuras compensações CMEC até 2027 não podem ser previstas nesta fase com um grau razoável de fiabilidade.

16.

Em Espanha, país que constitui o MIBEL juntamente com Portugal, já não existe qualquer mecanismo análogo ao CMEC. Quando a Espanha liberalizou o seu mercado grossista em 1997, aplicou um mecanismo de compensação de custos ociosos semelhante ao CMEC, o CTC (Costes de Transición a la Competencia), a fim de compensar os custos ociosos das centrais elétricas, remunerados através do anterior quadro legislativo. Este regime devia ter vigorado durante 10 anos, até 31 de dezembro de 2007, mas terminou antes, em 2006, por força do Decreto Real 7/2006, depois de várias alterações ao longo do respetivo período de aplicação.

17.

Os acordos relativos à cessação dos CAE da EDP relativos aos centros eletroprodutores hídricos foram concluídos em fevereiro de 2005, depois da adoção de Decreto-Lei n.o 240/2004. Os acordos relativos à cessação dos CAE continham uma cláusula com efeitos suspensivos sobre a cessação acordada. A cláusula em questão condicionava a cessação dos CAE ao cumprimento da condição de que, até final de janeiro de 2008, tinham de ser concedidos direitos de utilização do domínio público hídrico (a seguir “concessão”) por um período nunca inferior ao correspondente termo da vida útil do equipamento e das obras de engenharia civil e, subsequentemente, subconcedidos ao produtor de energia, designadamente a EDP, para o mesmo período.

18.

Nos termos da Lei n.o 58/2005, de 29 de dezembro (Lei da Água) e do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, de 31 de maio, relativo ao regime sobre as utilizações de recursos hídricos, a utilização de recursos hídricos públicos para a produção de energia fica sujeita a uma concessão. A escolha do concessionário tem de ser feita através de um procedimento específico determinado por lei. No termo da concessão, os bens e meios afetos à atividade objeto de concessão revertem gratuitamente para o Estado. Se, contudo, o concessionário tiver feito investimentos autorizados pelo concessor que não foram e não puderam ser amortizados, o Estado pode pagar o valor residual ou prolongar os termos da concessão pelo período remanescente para a depreciação dos ativos, mas que não pode nunca exceder 75 anos.

19.

No âmbito da preparação da extensão das 27 concessões de utilização do domínio público hídrico acordada entre a REN e a EDP, as autoridades portuguesas levaram a cabo três estudos para calcular o possível valor de equilíbrio económico-financeiro resultante da extensão. Os estudos foram realizados pela Caixa Banco de Investimento (29 de janeiro de 2007), Crédit Suisse (16 de fevereiro de 2007) e REN (projeto de 7 de janeiro de 2007).

20.

Dos estudos em questão deduz-se que, para as estimativas do valor de equilíbrio económico-financeiro da extensão, as três entidades que os realizaram tiveram acesso à mesma informação confidencial e às mesmas hipóteses relativamente às centrais hidroelétricas em questão. A informação comum dizia respeito, em especial, i) aos futuros fluxos de caixa livres resultantes das receitas expectáveis da exploração com base em estimativas da oferta (modelo Valorágua) a preços médios (50 EUR/MWh) depois de deduzidos os encargos de manutenção e futuros planos de investimento até à data prevista para a extensão de cada concessão e ii) a estimativas do valor residual devido à EDP na data da prevista cessação de cada CAE.

21.

Foram os seguintes os principais resultados dos três estudos realizados para as autoridades portuguesas em janeiro-fevereiro de 2007 quanto ao valor de equilíbrio económico-financeiro das 27 concessões hídricas:

22.

A descrição da metodologia dos três estudos indica que as autoridades portuguesas não consideraram qualquer outra alternativa para a avaliação, além de um acordo bilateral com a EDP. Estes três estudos não referem qualquer estratégia no sentido de fixar o valor de mercado da transação com base no preço/na tarifa de concessão que estariam dispostos a pagar operadores alternativos interessados na utilização dos recursos hídricos portugueses no âmbito de um concurso público. As autoridades portuguesas explicam que o motivo pelo qual o Estado português decidiu conceder diretamente a extensão das concessões ao titular dos antigos CAE, sem processo de concurso, residiu na disposição que tinha sido introduzida nos acordos de cessação dos CAE assinados em janeiro de 2005 (depois da aprovação do DL 240/2004) que tem efeitos suspensivos na sua entrada em vigor, caso a referida extensão não ocorra.

23.

O Decreto-Lei n.o 226-A/2007 reconheceu e deu suporte legal às cláusulas suspensivas dos CAE, ao prorrogar o prazo de cessação dos direitos de utilização do domínio público hídrico detidos pelas centrais hidroelétricas operadas pela EDP cujos CAE tinham cessado por força do Decreto-Lei n.o 240/2004. Em especial, o artigo 91.o do Decreto-Lei n.o 226-A/2007 permite a transmissão da concessão a eletroprodutores (EDP) por um período alargado que não pode ser inferior ao que estipula o anexo III. No quadro a seguir, apresentam-se as principais características das centrais em questão.

Quadro 1

Centrais hidroelétricas abrangidas por CAE e Decreto-Lei n.o 226-A/2007

24.

Nos termos do artigo 91.o, n.o 6, do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, a transmissão dos direitos de utilização do domínio público hídrico a favor das empresas titulares dos centros eletroprodutores (de facto, a EDP) fica sujeita ao pagamento de um valor de equilíbrio económico-financeiro. Conforme estabelece o artigo 92.o, n.o 1, este valor, para cada centro eletroprodutor, corresponde à diferença entre o valor de mercado da sua exploração até ao termo da concessão de utilização do domínio hídrico e o valor residual previsto no CAE, utilizando, para o efeito, as taxas de desconto apropriadas para os fluxos financeiros de cada um deles. Esta disposição permitia que a transação não fosse tratada como um único investimento em termos financeiros, já que eram utilizadas diferentes taxas de juro para descontar i) o valor residual (a pagar à EDP) e ii) os fluxos de caixa livres para a EDP provenientes de vendas subsequentes de eletricidade gerada por essas centrais hidroelétricas (a pagar pelos consumidores).

25.

Dando aplicação às disposições do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, a EDP pagou ao Estado português 759 milhões de euros pelo equilíbrio económico-financeiro da extensão da utilização das 27 concessões hídricas. Este valor inclui um montante de 55 035 231 euros resultante da aplicação da taxa de recursos hídricos. Daqui resulta que o montante líquido da compensação paga pela EDP foi de 703 964 769 euros. As autoridades portuguesas referem que se a taxa utilizada para descontar o valor residual e os fluxos de caixa livres tivesse sido uma só taxa referenciada ao CMPC, baseada na Portaria n.o 611/2007 (7,55 %), a EDP teria pago 1 340 milhões de euros, o que corresponde a 581 milhões de euros mais do que efetivamente pagou.

26.

Como se pode ver no quadro 1, em 2007, a capacidade instalada das 27 centrais elétricas em questão ascendia a 4 099 MW, o que corresponde aproximadamente a 27 % dos 15 377 MW de capacidade instalada total em Portugal. Atualmente, a capacidade instalada total em Portugal é constituída a 50 % por energia produzida a partir de combustíveis fósseis, 26 % por energia hidroelétrica produzida pelas centrais abrangidas pela extensão da concessão e 24 % por fontes de energia renováveis não-hídricas. No mercado português, os três maiores agentes geradores de eletricidade (EDP, REN Trading e Endesa) detêm uma quota de mercado de 70 % (2011), com a EDP a liderar o mercado, com uma quota de 52 % (7).

27.

O quadro 1 também mostra que o termo previsto da concessão para 14 das centrais elétricas em questão foi decidido que seria o ano de 2052. A extensão do termo da concessão em 2007 teve por efeito prolongar cerca de 25 anos, em média, o direito exclusivo da EDP operar as 27 centrais hidroelétricas em questão. Há ainda 7 centrais que entraram em serviço nos anos de 1950, relativamente às quais as concessões foram prolongadas até 2032-2042, o que corresponde a 27 anos mais do que o termo esperado dos respetivos CAE com a REN. Além disso, no que respeita a 16 centrais, a duração total da concessão, desde a entrada em serviço até à data do termo após a extensão, parece exceder o máximo de 75 anos estabelecido no Decreto-Lei 226-A/2007.

28.

Para além do significado da extensão da capacidade de produção em benefício da EDP em relação à carteira de produção energética total instalada em Portugal, as centrais em questão partilham das características comuns da produção hidroelétrica, quando comparadas com as outras centrais elétricas existentes em Portugal e, através do MIBEL, em Espanha, a saber, as centrais nucleares, as centrais de produção de energia a partir de combustíveis fósseis (carvão ou gás natural) e as centrais que produzem a partir de fontes renováveis (vento e sol). Uma vez que a fixação dos preços no MIBEL tende a basear-se nos custos marginais da oferta energética proveniente de combustíveis fósseis, as centrais hidroelétricas que fornecem a custos muito inferiores representam um elemento extremamente valioso na carteira de produção energética.

29.

O artigo 107.o, n.o 1, do TFUE estabelece que “são incompatíveis com o mercado comum, 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”. Analisa-se a seguir o cumprimento de todas estas condições para cada uma das medidas que foi objeto de denúncia.

30.

Na decisão de 22 de setembro de 2004 (processo N 161/2004 (8)), pelas razões ali expostas, a Comissão concluiu que o auxílio notificado destinado a compensar custos ociosos, nos termos previstos no projeto de Decreto-Lei CMEC (Decreto-Lei n.o 240/2004) favorecia seletivamente certas empresas e podia também distorcer a concorrência e afetar as trocas comerciais entre Estados-Membros, constituindo, assim, um auxílio estatal na aceção do (agora) artigo 107.o, n.o 1, do TFUE.

31.

Esta conclusão não foi posta em causa com sucesso no âmbito de procedimentos judiciais e os factos apurados durante a investigação não alteram a sua validade. Assim, a compensação relativa a custos ociosos a favor da EDP constitui um auxílio estatal na aceção do (agora) artigo 107.o, n.o 1, do TFUE.

32.

A extensão do direito de utilização de recursos hídricos para produção de energia hidroelétrica em benefício da EDP enquanto subconcessionária da REN resulta da aplicação do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, de 31 de maio, relativo ao regime sobre as utilizações dos recursos hídricos. Como já foi referido nos considerandos 24 e 25 supra, as disposições deste Decreto-Lei também referem as regras que Portugal decidiu seguir e aplicar para a determinação do pagamento a efetuar pela EDP a título dos benefícios económicos da extensão. Este Decreto-Lei é um ato público adotado e aplicado pelas autoridades portuguesas. Em consequência, as medidas de auxílio que o mesmo pode consubstanciar são imputáveis à República Portuguesa.

33.

Nos termos da Lei da Água (Lei n.o 58/2005), de 29 de dezembro, e do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, de 31 de maio, relativo ao regime sobre as utilizações dos recursos hídricos, os recursos hídricos no território português pertencem ao Estado português e não podem ser objeto de apropriação privada, nem detidos por pessoas singulares ou coletivas. Assim, em princípio, as vantagens económicas que decorrem da utilização de recursos hídricos são concedidas através de recursos estatais na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do TFUE.

34.

Acresce que a Comissão considerou que “(…) a concessão, sem a realização de um concurso, de licenças para ocupar ou utilizar domínios públicos, ou de outros direitos especiais ou exclusivos com valor económico, podem implicar uma renúncia a recursos estatais e criar uma vantagem para os beneficiários (…)” (9). Esta conclusão aplica-se mutatis mutandis aos recursos hídricos que fazem parte do domínio público do Estado português, desde que à utilização desses recursos para a produção de eletricidade possa ser conferido um valor económico. Com efeito, recursos naturais com valor intangível, como a água, o ar ou o espetro radioelétrico, podem ser necessários e por vezes indispensáveis para os cidadãos. Contudo, tais recursos podem não constituir necessariamente um veículo para a atribuição de vantagens económicas do tipo das que o artigo 107.o, n.o 1, do TFUE abrange se a sua exploração não for comercializável e/ou se não for atribuído valor de equilíbrio económico-financeiro à sua utilização.

35.

A este respeito, o artigo 9.o da 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 consagra o princípio da amortização dos custos dos serviços hídricos, políticas de estabelecimento de preços da água que deem incentivos adequados para uma utilização eficiente dos recursos hídricos e um contributo adequado dos diversos setores económicos, designadamente, da indústria (10). Estas disposições da legislação da UE reconhecem um valor económico às diferentes utilizações dos recursos hídricos. Acresce que, de qualquer modo, no caso de Portugal, as disposições dos artigos 91.o e seguintes do Decreto-Lei n.o 226-A/2007 estabelecem ainda que a utilização de recursos hídricos para produção de eletricidade comporta um valor económico, quantificável e comerciável ao abrigo da legislação portuguesa, conforme referido nos considerandos 18, 24 e 25 supra.

36.

Daqui resulta que, na fase atual do procedimento, a extensão do direito de utilização do domínio público hídrico para produção de energia hidroelétrica em benefício da EDP enquanto subconcessionária da REN, nos termos previstos no Decreto-Lei n.o 226-A/2007, parece envolver recursos públicos na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do TFUE.

37.

Um auxílio estatal na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do TFUE é um auxílio que confere ao(s) beneficiário(s) uma vantagem económica seletiva que não existiria em condições normais de mercado. No caso em apreço, é oportuno analisar três indicadores alternativos em relação aos quais se pode apreciar a possível vantagem económica de uma compensação possivelmente baixa paga pela EDP pela extensão do direito de utilização do domínio público hídrico: i) o preço de mercado indicado num concurso público, ii) o preço acordado em negociação bilateral e iii) o preço fixado pelas autoridades com base numa metodologia de avaliação objetiva.

38.

Como se refere no considerando 34, a atribuição de concessões sem a realização de um concurso pode trazer vantagens para o beneficiário em questão. Pelo contrário, 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. Assim sendo, o beneficiário da concessão não pode retirar uma vantagem económica indevida da mesma, já que não obtém um preço abaixo das condições de mercado indicadas no concurso. Paralelamente, o Estado não pode perder receitas, já que o preço ou a tarifa paga pela concessão corresponde ao valor de equilíbrio económico-financeiro da exploração dos recursos hídricos e maximiza as receitas que revertem para o Estado.

39.

Contudo, no caso jacente, a extensão das concessões para a produção de energia hidroelétrica em benefício exclusivo da EDP não foi decidida na sequência de um concurso público no qual potenciais empresas interessadas na produção de energia hidroelétrica pudessem ter competido com o valor de 759 milhões de euros, o preço finalmente pago pela EDP. Esta situação parece contrariar o disposto no artigo 4.o do Decreto-Lei 29/2006, de 15 de fevereiro, nos termos do qual a atividade de produção decorre em condições de livre concorrência e igualdade de tratamento e oportunidades entre todos os interessados.

40.

A este respeito, as alegações das autoridades portuguesas a que é feita referência no considerando 22, relativamente ao facto de a organização de um concurso público ter sido preterida em razão do disposto nas cláusulas suspensivas dos 27 CAE celebrados entre a REN e a EDP para as centrais hidroelétricas em questão, parecem carecer de fundamento legal, o que deve ser tido em consideração na apreciação da possível compatibilidade do auxilio com o mercado interno (considerandos 64 a 71 infra).

41.

Estes acordos de cessação dos CAE prolongaram de facto de cerca de 25 anos, em média, o direito exclusivo da EDP operar as centrais elétricas em questão. Tendo em conta a significativa quota de mercado das centrais (27 %) no mercado português, a posição da EDP no mercado português da produção, distribuição e venda de energia (55 %) e o interesse específico das centrais hidroelétricas na carteira de produção energética, conforme se refere nos considerandos 26 a 28, tais cláusulas suspensivas podem ter constituído barreiras duradouras à entrada no mercado de potenciais concorrentes que poderiam ter apresentado propostas num concurso público em vésperas da liberalização total dos mercados da UE e da entrada em vigor do MIBEL. Por outro lado, a operação das centrais com a extensão da concessão conferiu uma vantagem económica à EDP.

42.

Assim, e na pendência das observações das partes interessadas quanto a possíveis impedimentos jurídicos ou económicos à tramitação de um concurso em 2007, na fase atual do procedimento é possível estabelecer a presença de uma vantagem económica que indevidamente favorece a EDP e que se pode quantificar como a diferença entre o preço pago pela EDP e o preço da proposta mais elevada que teria sido apresentada a concurso.

43.

Mesmo assumindo que a primeira melhor opção para maximizar as receitas do Estado num concurso público para a atribuição das concessões não era economicamente viável em 2007, e que qualquer impedimento legal decorrente dos acordos de cessação dos CAE ao abrigo da legislação portuguesa não era contrário ao direito da UE, uma segunda melhor opção poderia ter sido a de negociações em condições normais de concorrência entre as autoridades portuguesas e a EDP. Um operador de mercado teria procurado obter um retorno elevado dos bens públicos concessionados, equivalente a um arrendamento a longo prazo. Se as autoridades portuguesas tivessem agido como um operador de mercado, qualquer negociação deste tipo destinada a obter o preço mais alto possível num diálogo bilateral com a EDP teria tido por base as avaliações realizadas em janeiro e fevereiro de 200 referidas no considerando 21.

44.

Em apoio da posição negocial das autoridades portuguesas, um dos estudos realizados em janeiro-fevereiro de 2007 e a que é feita referência nos considerandos 19 a 21 concluiu que o valor de equilíbrio económico-financeiro da extensão das concessões era muito superior aos 703 milhões de euros que a EDP pagou. O Crédit Suisse concluiu num valor de 704,1 milhões de euros. A avaliação da REN era de 1 672 milhões de euros. Mesmo a avaliação fornecida pela Caixa Banco de Investimento apresentava um limite superior na ordem dos 750 milhões de euros. Um operador de mercado teria deixado de lado as avaliações inferiores e entrado numa negociação em condições normais de concorrência com a EDP.

45.

Nestas circunstâncias, e mesmo tomando a avaliação mais alta como ponto de partida para uma posição negocial de um operador de mercado agindo por conta do Estado português, parece muito pouco provável, nesta fase, que um concessor a operar em condições de mercado por conta do Estado português em negociação com a EDP tivesse aceite um preço final correspondente a menos de metade (42 %) da avaliação da REN.

46.

Daqui resulta que, na pendência das observações das partes interessadas, na fase atual do procedimento, é possível estabelecer a existência de uma vantagem económica que indevidamente beneficiou a EDP e que corresponde à diferença entre o preço pago pela EDP e o preço acordado numa negociação em condições normais de concorrência com as autoridades portuguesas. A vantagem seria de 967 milhões de euros, com base na avaliação da REN.

47.

Por fim, tendo em conta a situação específica do Estado enquanto concessor soberano de uma concessão para a utilização do domínio público hídrico de Portugal, um método para a determinação do valor de equilíbrio económico-financeiro de tal concessão que assente numa metodologia objetiva e justificável também pode permitir prevenir qualquer vantagem económica indevida para o beneficiário EDP. Com efeito, mesmo que se alegue que o Estado nem sempre precisa de maximizar os proveitos da utilização de recursos públicos, não deixa de ser necessário que a utilização de património ou de recursos com um valor económico que confere uma vantagem distinta a um dado concorrente no mercado, como a EDP no caso jacente, seja concedida mediante o pagamento de uma compensação que seja coerente, justificável e não arbitrária.

48.

Na preparação do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, tudo indica que as autoridades portuguesas decidiram confiar nos três estudos a que os considerandos 19 a 21 fazem referência, para estabelecer a base da metodologia subsequentemente consagrada no artigo 92.o, n.o 1, do Decreto-Lei em questão, a fim de determinar o valor de equilíbrio económico-financeiro a que o artigo 91.o, n.o 6, faz referência. O método determinado no decreto segue de perto a perspetiva da Caixa Banco de Investimento, conforme referido no considerando 21. Os fluxos de caixa negativos na perspetiva da EDP, que resultam do valor residual do CAE no termo inicial da subconcessão, são descontados a uma taxa de juro diferente e inferior à que é aplicada aos fluxos de caixa livres decorrentes da operação das 27 centrais elétricas até ao novo termo fixado no decreto. Idêntica abordagem foi seguida pela REN e o Crédit Suisse, tendo ambos descontado todos os fluxos financeiros a uma taxa única, ainda que não necessariamente a mesma, baseada no CMPC comunicado ou indiretamente calculado pela EDP.

49.

Na presente fase do procedimento, a Comissão não está em condições de discernir a razão de ser e a justificação objetiva das regras estabelecidas no artigo 92.o, n.o 1, do Decreto-Lei n.o 226-A/2007 que, pelos vistos, as autoridades portuguesas seguiram para chegar ao valor de 703 milhões de euros que a EDP pagou. Para determinar se a transação permitiu extrair um valor de equilíbrio económico-financeiro justo, justifica-se objetivamente que se descontem todos os fluxos financeiros previsíveis, desde o direito de utilização de recursos hídricos com a mesma taxa de desconto, baseada no custo do capital da EDP, para que os benefícios e os custos para a EDP sejam avaliados de forma justa e na mesma base. Com efeito, as autoridades portuguesas referem que se tivesse sido utilizada uma taxa de desconto única para o valor residual e os fluxos de caixa livres, referenciada ao CMPC e baseada na Portaria n.o 611/2007 (7,55 %), a EDP teria pago 1 340 milhões de euros, o que corresponde a 581 milhões de euros mais do que efetivamente pagou.

50.

Tendo embora presente a estimativa das autoridades portuguesas, dada a opção feita em 2007 de extensão da concessão em benefício único da EDP e não de potenciais concorrentes como outros eletroprodutores, parece mais apropriado utilizar uma taxa de desconto baseada no CMPC efetivo da EDP, se disponível. O CMPC efetivo da EDP em 2007 reflete o seu próprio custo de capital real, ao contrário de uma estimativa indireta do CMPC da EDP, construída artificialmente a partir de dados de outros eletroprodutores com diferentes rácios de dívida face ao capital e estimativas (beta) de risco, como foi calculado pelo Crédit Suisse e a Caixa. Tal como comunicado pela REN, o CMPC efetivo da EDP em janeiro de 2007 era de 6,6 %. Uma vez que, de facto, apenas a EDP podia ser escolhida como candidato para a extensão das concessões, é adequado utilizar o valor do CMPC da EDP (6,6%) em 2007 como taxa de desconto.

51.

Acresce que, na fase atual do procedimento e na pendência das observações das partes interessadas, é possível estabelecer a presença de uma vantagem económica que indevidamente favorece a EDP, relativamente a cada central elétrica, e que se pode quantificar como a diferença entre o valor de mercado da operação até ao termo da extensão, conforme previsto em 2007, e o valor residual do investimento fixado no CAE, expresso em fluxos de caixa, descontado a uma taxa única de 6,6 %.

52.

Em suma, por comparação com três indicadores alternativos, designadamente i) o preço de mercado indicado num concurso público, ii) o preço acordado em negociação bilateral e iii) o preço fixado pelas autoridades com base numa metodologia de avaliação objetiva, 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 parece na fase atual ter proporcionado uma vantagem económica seletiva à EDP.

53.

O mercado português da eletricidade está aberto à concorrência e outras empresas para além da EDP operam atualmente, e já o faziam em 2007, no fornecimento de eletricidade. A eletricidade pode ser e é efetivamente objeto de trocas comerciais entre Portugal e a Espanha, bem como, através das interconexões para além da Península Ibérica, com outros Estados-Membros da UE. Daqui resulta que, a confirmar-se, um auxílio que favoreceu a EDP, como aquele em apreço, pode distorcer a concorrência e afetar as trocas comerciais entre os Estados-Membros, na aceção do artigo 107.o, n.o 1 do TFUE.

54.

Tendo em conta o que precede, na fase atual, a Comissão concluiu que o Decreto-Lei 226-A/2007, de 31 de maio, relativo ao regime de utilização de recursos hídricos, no que se refere à extensão da concessão da utilização de recursos hídricos para a produção de energia hidroelétrica em benefício da EDP pelo preço efetivamente pago pela EDP, envolve um auxílio estatal na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do TFUE.

55.

No que se refere à aplicação do notificado projeto de Decreto-Lei CMEC, subsequentemente aprovado por Portugal em 27 de dezembro de 2004 (Decreto-Lei n.o 240/2004), a que a Comissão não levantou objeções na sua decisão de 22 de setembro de 2004 (processo N 161/2004 (11)), à luz das alegações do autor da denúncia a que se faz referência no considerando 3, a Comissão verifica com apreço que a aplicação do auxílio aprovado como referido nos considerandos 14 e 15 se circunscreveu aos termos notificados à Comissão e por esta aprovados, sem que tenha havido incumprimento da decisão na aceção dos artigos 16.o e 1.o, alínea g), do Regulamento n.o 659/1999 do Conselho, de 22 de março de 1999, que estabelece as regras de execução do artigo 93.o do Tratado CE (agora artigo 108.o do TFUE) (12).

56.

Contudo, ao aprovar e aplicar a extensão da concessão da utilização de recursos hídricos públicos para produção de energia hidroelétrica em benefício da EDP, conforme consta do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, de 31 de maio, pondo assim em execução a medida de auxílio estatal antes de a notificar à Comissão em conformidade com o artigo 108.o, n.o 3, do TFUE, Portugal parece ter infringido a obrigação de stand-still que lhe incumbia por força desse artigo.

57.

O artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do TFUE estabelece que “os auxílios destinados a facilitar o desenvolvimento de certas atividades ou regiões económicas, quando não alterem as condições das trocas comerciais de maneira que contrariem o interesse comum” podem ser considerados compatíveis com o mercado interno.

58.

Em aplicação do artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do TFUE, na Comunicação sobre metodologia de análise dos auxílios estatais ligados a custos ociosos, a Comissão indicava de que forma tencionava aplicar as regras do Tratado às medidas de auxílios destinadas a compensar o custo de compromissos ou de garantias suscetíveis de não serem honrados na sequência da Diretiva 96/92/CE.

59.

Com base nessa comunicação, a Comissão considerou, na sua Decisão de 22 de setembro de 2004, que o previsto auxílio para compensação de custos ociosos à EDP no valor máximo de 5 563 milhões de euros até 2027 (a preços de dezembro de 2003), conforme constava do notificado projeto de Decreto-Lei CMEC que Portugal subsequentemente adotou em 27 de dezembro de 2004 (Decreto-Lei n.o 240/2004), era compatível com o mercado interno. Na falta de utilização incorreta do auxílio aprovado ou de prova de efeitos negativos não desejados da sua aplicação nos mercados da eletricidade em questão e dado que a informação disponível mostrava que o auxílio pago até 2011 correspondia a menos de 27 % do montante máximo aprovado até 2027, a Comissão não tem motivos para concluir, na fase atual, que o auxílio deixou de ser compatível com o mercado interno.

60.

Na fase atual do processo, a Comissão não vislumbra qualquer base jurídica adequada para a compatibilidade com o mercado interno do auxílio possivelmente envolvido na compensação paga em 2007 pela EDP em cumprimento do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, nem as autoridades portuguesas alegam qualquer base específica para essa compatibilidade.

61.

O auxílio ad hoc possivelmente envolvido na extensão das concessões para a produção de energia hidroelétrica em questão não decorre de custos ociosos das 27 centrais elétricas, tais como custos de compromissos ou garantias suscetíveis de não serem honrados na sequência da Diretiva 96/92/CE. De facto, a confirmar-se, o auxílio ad hoc viria juntar-se à compensação dos custos ociosos (CMEC) que a Comissão aprovou para as mesmas centrais elétricas até 2027, com base no artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do TFUE.

62.

Por conseguinte, é duvidoso que qualquer possível auxílio ad hoc contribua, na aceção do artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do TFUE, para melhorar as condições da atividade económica de produção de eletricidade no mercado interno e/ou em Portugal.

63.

Além disso, podem ser levantadas dúvidas adicionais sobre se outras disposições da legislação portuguesa intrinsecamente ligadas ao eventual auxílio estão em conformidade com as regras da UE referentes ao mercado interno. Com efeito, a Comissão não pode autorizar auxílios estatais ou regimes de auxílio quando a forma como os mesmos operam é contrária às disposições do TFUE ou aos princípios gerais do direito da UE; isto porque uma violação do direito da UE não pode ser do “interesse comum”, a que faz referência, por exemplo, o artigo 107.o, n.o 3, alínea c), ou o artigo 106.o, n.o 2, do TFUE (13).

64.

A este respeito, a Comissão considera que quaisquer alterações nas concessões estão sujeitas à jurisprudência do Tribunal de Justiça da UE em matéria de alterações de contratos, a qual exige transparência dos procedimentos e igualdade de tratamento dos concorrentes. De acordo com esta jurisprudência, as alterações substanciais introduzidas nas disposições essenciais de um contrato de concessão poderão, em alguns casos, requerer a adjudicação de um novo contrato de concessão, quando apresentem características substancialmente diferentes das do contrato inicial e sejam, consequentemente, suscetíveis de demonstrar a vontade das partes de renegociar os termos essenciais do contrato.

65.

A alteração de um contrato de concessão durante a sua vigência pode ser considerada substancial quando introduz condições que, se tivessem figurado no procedimento de adjudicação inicial, teriam permitido admitir proponentes diferentes dos inicialmente admitidos ou teriam permitido aceitar uma proposta diferente da inicialmente aceite. Circunstâncias excecionais imprevistas podem, em certos casos, justificar alterações dos contratos, como a extensão de uma concessão, a fim de restaurar o equilíbrio económico-financeiro do contrato. No entanto, tal não parece ser o caso da EDP que, ao abrigo dos acordos relativos à cessação dos CAE e do mecanismo CMEC, beneficiou de uma compensação financeira a título dos custos ociosos, para restaurar o equilíbrio económico-financeiro dos contratos. Por conseguinte, nesta fase do processo, a extensão da duração das concessões para a produção de energia hidroelétrica parece envolver alterações substanciais injustificadas de disposições essenciais das referidas concessões, que correspondem à adjudicação direta de novos contratos.

66.

Além disso, no que se refere à duração das concessões, o Tribunal considera que a atribuição de concessões de longa duração pode impedir ou mesmo proibir o exercício das liberdades garantidas pelos artigos 49.o e 56.o do TFUE por operadores de outros Estados-Membros, pelo que constitui uma restrição ao exercício dessas liberdades. O Tribunal aceita que uma longa duração pode ser justificada por razões imperiosas de interesse público ou pela necessidade de o concessionário dispor de tempo suficiente para recuperar os investimentos necessários para operar a concessão. No entanto, tal não parece justificar a longa duração das concessões hidroelétricas que, em alguns casos, excederam mesmo a duração máxima de 75 anos estabelecida no artigo 35.o do Decreto-Lei 226-A/2007, uma vez que o equilíbrio económico-financeiro dos contratos era garantido pela compensação dos custos ociosos.

67.

Nesta fase do processo, a Comissão tem dúvidas quanto ao facto de as alterações dos contratos de concessão no que respeita à sua duração estarem em conformidade com os artigos 49.o e 56.o do TFUE, e com os princípios da igualdade de tratamento e da transparência deles derivados.

68.

Na fase atual do procedimento, a Comissão tem dúvidas quanto à compatibilidade com o mercado interno do auxílio concedido à EDP, eventualmente no âmbito da aplicação do Decreto-Lei n.o 226-A/2007, de 31 de maio, relativo ao regime sobre as utilizações dos recursos hídricos. Estas dúvidas colocam-se em relação à base jurídica para a compatibilidade do auxílio à EDP propriamente dito, designadamente o artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do TFUE. Além disso, a extensão das condições iniciais das concessões previstas no Decreto-Lei em benefício exclusivo da EDP poderia também violar outras disposições da legislação da UE, como os artigos 49.o e 56.o do TFUE. Se tal fosse o caso, qualquer eventual auxílio estatal envolvido na compensação paga pela EDP para a extensão das concessões para a produção de energia hidroelétrica em 2007 seria também, a fortiori, incompatível com o mercado interno.