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Dados Administrativos
Número do Parecer: 
0026/2017, de 09.11.2017
Data do Parecer: 
09-11-2017
Número de sessões: 
2
Tipo de Parecer: 
Parecer
Votação: 
Unanimidade
Relator: 
JOÃO CURA MARIANO
Descritores e Conclusões
Descritores: 
REN - REDE ELÉTRICA NACIONAL S
A

CPPE - COMPANHIA PORTUGUESA DE PRODUÇÃO DE ELETRICIDADE S
A

CONTRATO DE AQUISIÇÃO DE ELETRICIDADE
CENTRAL DE SINES
RESPONSABILIDADE TRIBUTÁRIA
ENCARGO DE POTÊNCIA E/OU DE ENERGIA
CLÁUSULA CONTRATUAL
INTERPRETAÇÃO
PREÇO
CUSTO DE PRODUÇÃO
CUSTO DE MANUTENÇÃO DO EQUILÍBRIO CONTRATUAL
DEVER TRIBUTÁRIO
TRANSMISSÃO DA RESPONSABILIDADE
PODER LEGISLATIVO
RESERVA LEGISLATIVA DA AR
CONTRATO
CESSAÇÃO ANTECIPADA
ALTERAÇÃO DAS CIRCUNSTÂNCIAS
DIREITO DE SUPERFÍCIE
AJUSTE DIRETO
BENS DO DOMÍNIO PRIVADO DO ESTADO
CEDÊNCIA DE EXPLORAÇÃO
RESOLUÇÃO DE CONTRATO
INDEMNIZAÇÃO
PRORROGAÇÃO
MANIFESTAÇÃO DE VONTADE UNILATERAL
Conclusões: 
1.ª Em 26 de Setembro de 1996 a REN – Rede Elétrica Nacional, S.A., concessionária da Rede Nacional de Transporte, como compradora, e a CPPE – Companhia Portuguesa de Produção de Eletricidade, S.A., como produtora e vendedora, outorgaram um contrato de aquisição de eletricidade da capacidade total, em potência e energia, dos Grupos 1 a 4 da Central de Sines, considerando-se o contrato iniciado em 1 de janeiro de 1995 e tendo o seu termo em 31 de dezembro de 2017.
2.ª Na cláusula 21. deste contrato as partes acordaram que quer a produtora, quer a comparadora, na eventualidade de ocorrer uma alteração nas responsabilidades tributárias da primeira, tinham a faculdade de, mediante notificação à contraparte, determinarem a correção do cálculo do Encargo de Potência e/ou de Energia, de modo a assegurar que a produtora ficava na mesma situação financeira em que estaria caso não se tivesse verificado tal alteração fiscal, o que pressupõe que essas responsabilidades já integravam aqueles encargos.
3.ª Sendo essas responsabilidades encaradas no espírito desta cláusula como um custo do centro electroprodutor, deve a mesma ser interpretada como abrangendo não todo e qualquer tributo, cuja responsabilidade recaísse sobre a produtora, mas apenas aqueles que respeitassem a facto tributário inserido na atividade de produção da eletricidade contratualizada, estando expressamente previstos no ponto 21.3.1. o Imposto sobre Produtos Petrolíferos, a Contribuição Autárquica e a Taxa de utilização da água de refrigeração da Central, relativamente aos quais a produtora beneficiava de isenção de pagamento.
4.ª Os preços acordados nos CAE procuraram refletir os custos reais de produção, garantindo, a sua cobertura, estando incluídos nesses custos os tributos que as entidades produtoras pagavam em resultado das diferentes ações inerentes à sua atividade produtiva.
5.ª Na referida cláusula 21. não se determina que a responsabilidade pelo pagamento dos tributos abrangidos por essa previsão, na medida em que foi modificada, direta ou indiretamente, passe a recair sobre os consumidores de eletricidade, mas apenas que essas alterações, na medida em que provocam um agravamento ou diminuição dos custos de produção se devem refletir no preço da eletricidade contratualizado, resultando a repercussão da remuneração paga pela entidade concessionária da RNT nas tarifas a satisfazer pelos consumidores de eletricidade de imposição legal.
6.ª Sendo comum no processo económico de fixação de preços de um bem, a consideração dos custos da sua produção, neles se integrando os tributos devidos em consequência da atividade produtiva desenvolvida, não é possível afirmar que a repercussão no preço de um bem do valor desses tributos equivale a uma transmissão da responsabilidade pela satisfação dos deveres tributários, proibida pelo artigo 29.º da LGT, ou que estamos perante uma violação da reserva do poder legislativo da Assembleia da República no domínio tributário, pelo que não é possível afirmar que tal cláusula é nula, na interpretação restritiva enunciada na terceira conclusão.
7.ª Em 27 de janeiro de 2005, a REN – Rede Elétrica Nacional, S.A., e a CPPE – Companhia Portuguesa de Produção de Eletricidade, S.A., dando cumprimento às disposições do artigo 13.º do Decreto-Lei n.º 185/2003, de 20 de agosto, e dos artigos 2.º, n.º 1, 9.º e 10.º do Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, celebraram um acordo em que regularam os termos e condições específicos relativos à cessação antecipada do Contrato de Aquisição de Energia celebrado em 26 de setembro de 1996, referente à Central Electroprodutora de Sines.
8.ª Do clausulado quanto ao cálculo do valor inicial dos CMEC pela cessação antecipada do CAE de Sines, verifica-se que a cessação deste contrato, relativamente à previsão da relevância da alteração das circunstâncias constante da sua cláusula 21ª, respeitante à alteração das responsabilidades tributárias do produtor, não foi um elemento ponderado na fixação daquele valor, uma vez que tal cláusula apenas dispunha sobre a verificação de uma circunstância de ocorrência eventual.
9.ª Contudo, se tal cláusula foi acionada na vigência do CAE, por se ter verificado uma alteração das responsabilidades tributárias da produtora na vigência do contrato, tal poderá ter-se repercutido, para mais ou para menos, no cálculo do Encargo de Potência e/ou de Energia, o que, a verificar-se, se refletiu no cálculo dos CMEC, nos termos previstos na cláusula 4.ª, n.º 2, quando remete para a fórmula constante dos n.º 1 e 2, do artigo 1.º, do anexo 1 do Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, a qual inclui a ponderação dos encargos fixos de operação e manutenção do centro electroprodutor correntes assim como os encargos variáveis.
10.ª Uma das variações que estava prevista na cláusula 21.º do CAE de Sines era precisamente a alteração das responsabilidades tributárias da produtora, pelo que, face ao acordado, caso ocorra uma alteração das responsabilidades tributárias da produtora relativas à sua atividade de produção de eletricidade, em data posterior à cessação do CAE de Sines, poderá verificar-se uma correção, a efetuar na revisão anual, do valor inicial dos CMEC.
11.ª Do mesmo modo, as alterações ocorridas no montante dos tributos, cujo facto tributário se inserisse na atividade de produção de eletricidade, podem determinar uma correção do valor final dos CMEC.
12.ª Tendo-se concluído que a cláusula 21.ª do CAE de Sines não determina qualquer alteração da entidade responsável pelo pagamento de impostos, fica prejudicada a questão de saber se a mesma se traduz num auxílio de Estado, para os efeitos previstos nos artigos 107.º e seg. do Tratado Sobre o Funcionamento da União Europeia.
13.ª O Decreto-Lei n.º 120/73, de 23 de Março, autorizou o Gabinete da Área de Sines a contratar, no prosseguimento dos objetivos fixados pelo Decreto-Lei n.º 270/71, de 19 de junho, mediante simples ajuste direto, a constituição de direitos de superfície, relativamente a terrenos no seu domínio privado, por prazos nunca inferiores a 10 anos, sendo o prazo fixado renovável por vontade do superficiário, salvo as limitações legais ou contratualmente estabelecidas.
14.ª No uso desta autorização, em 11 de Dezembro de 1987, representante do Gabinete do Planeamento de Desenvolvimento da Área de Sines, instituto público dotado de personalidade jurídica e património próprio, por escritura pública, declarou que este Instituto era dono e possuidor de um prédio misto e seis prédios rústicos, que identificou, com a área total de 1.189.699,40 m2, os quais integravam o domínio privado daquele Instituto, e que sobre eles constituía um direito de superfície a favor de Eletricidade de Portugal – E.P., o que foi aceite por esta.
15.ª Após a extinção do Gabinete da Área de Sines pelo Decreto-Lei n.º 228/89, de 17 de julho, o Decreto-Lei n.º 6/90, de 3 de janeiro, procedeu à transmissão ope legis para o Estado, integrando os respetivos bens no seu domínio privado, da propriedade dos imóveis pertencentes ao Gabinete da Área de Sines, tendo, no mesmo diploma, sido efetuada uma segunda transferência, para o Instituto de Apoio às Pequenas e Médias Empresas e ao Investimento (IAPMEI), de alguns desses imóveis, entre os quais se encontravam aqueles que tinham sido objeto da constituição do direito de superfície acima referido, pelo que o IAPMEI passou a ocupar a posição de fundeiro nesse contrato.
16.ª Em 28 de junho de 1991, o IAPMEI celebrou um denominado Acordo de Gestão com a PGS – Sociedade de Promoção e Gestão de Áreas Industriais e Serviços, S.A., através do qual cedeu a exploração de um determinado património, onde se incluíam os terrenos sobre os quais incidia o direito de superfície aqui em análise, transferindo a administração desses bens para aquela entidade gestora, em termos económico-financeiros, o que compreende a sua conservação, valorização e rendibilidade, tendo em vista a prossecução do interesse público e a racionalização dos recursos disponíveis, de acordo com o princípio da boa administração, incluindo quer a constituição de novos direitos de superfície, quer o exercício dos direitos e deveres inerentes às relações jurídicas superficiárias já constituídas.
17.ª Na cláusula 8.ª do contrato de constituição do direito de superfície as partes acordaram no pagamento de uma indemnização pelo fundeiro à superficiária, nos casos de extinção do direito de superfície pelo decurso do prazo, por acordo, ou por resolução do contrato, consistente no valor real da obra ao tempo em que a indemnização se calcular, a qual se revela consentânea quer com a previsão que constava do artigo 24.º, b), da Lei n.º 2030, de 22 de junho, quer com o atualmente disposto no artigo 72.º do Decreto-lei n.º 280/2007, de 7 de agosto.
18.ª Tendo o CAE e o respetivo acordo de cessação antecipada sido celebrados posteriormente ao contrato de constituição do direito de superfície, o disposto naqueles contratos não é suscetível de colocar em causa a validade do clausulado no contrato de constituição do direito de superfície, podendo apenas, eventualmente, refletir-se na sua aplicabilidade, designadamente no cálculo do quantum indemnizatório.
19.ª No CAE de Sines, ao dispor-se sobre a futura utilização do sítio da Central, nas hipóteses de extinção do CAE por este terminar na data prevista para o seu fim, nos termos da cláusula 25.1.3., ou por resolução unilateral da Concessionária da RNT, nos termos da cláusula 23, relativamente à totalidade da Central, estabeleceu-se na cláusula 26.4.2. que a Concessionária só poderá utilizar o sítio para a construção de novos grupos geradores, devendo lançar o respetivo concurso mediante decisão da Entidade de Planeamento, esclarecendo-se que, nessas circunstâncias, fica expressamente vedado à RNT voltar a colocar a concurso a exploração da Central com os Grupos existentes à data da cessação ou resolução unilateral do contrato, ou explorar por si mesmo a Central.
20.ª Pretendeu-se com a cláusula em análise salvaguardar a produtora de uma tomada de decisão da Concessionária da RNT no sentido de não propor a extensão do contrato de aquisição de energia ou recusar a extensão proposta pelo produtor ou ainda de resolver esse contrato, mediante a invocação de situações em que a exploração da Central Electroprodutora deixa de ser economicamente viável, com a consequente transferência da posse da Central, com a finalidade de posteriormente se entregar a sua exploração a outra produtora ou da Concessionária a explorar ela própria.
21.ª Sendo estes os objetivos da cláusula questionada, deve a mesma ser interpretada restritivamente, de modo a dela estarem excluídas as situações em que a transferência da posse da Central Electroprodutora e do sítio onde ela está implantada para a Concessionária da RNT ocorre, não por opção desta, mas porque a produtora rejeitou as propostas alternativas de extensão do contrato de direito de superfície ou de transferência da propriedade do sítio, continuando a produtora a explorar a Central na qualidade de Produtor Não Vinculado, conforme determina o disposto na cláusula 26.1.1., in fine.
22.ª Nesta cláusula consagra-se uma limitação aos poderes da Concessionária da RNT sobre a Central Electroprodutora de Sines após ter tomado a sua posse no termo do CAE, quando este ocorre em determinadas circunstâncias, de modo a impedir uma mera substituição da entidade exploradora da Central, sem razões justificativas, o que não viola quaisquer princípios nem normas injuntivas, pelo que não se afigura inválida.
23.ª Acrescenta-se que, tendo o CAE de Sines cessado antecipadamente, nos termos do artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de Dezembro, a analisada cláusula extinguiu-se, sem que tivesse sido aplicada, atento o disposto no n.º 3, da cláusula 2.ª, do acordo de cessação do CAE de Sines, outorgado em 27 de janeiro de 2005, entre a REN, S.A., e a CPPE, S.A.
24.ª A renovação do contrato que constituiu o direito de superfície no termo do prazo não exige um acordo entre o fundeiro e o superficiário, bastando a manifestação de vontade do último nesse sentido.
25.ª Da documentação junta pela entidade consulente conclui-se que a EDP Produção, por carta enviada em 23 de julho de 2007 à AICEP Global Parques, gestora do património do IAPMEI, manifestou a vontade de prorrogação do contrato de constituição de direito de superfície até 31 de julho de 2060.
26.ª Não se verificou um acordo de vontades entre as duas partes no âmbito da relação jurídica superficiária, no sentido da prorrogação do respetivo contrato até 31 de julho de 2060, mas apenas o exercício pela superficiária do direito potestativo de determinar a prorrogação do contrato, conforme o legalmente e contratualmente previsto.
27.ª Além dos contratos de constituição de um direito de superfície sobre bens do domínio privado de entidades públicas parecerem estar excluídos do regime de formação dos contratos públicos imposto pelo Código dos Contratos Públicos, como não estamos perante a celebração de qualquer contrato, nem perante um ato de uma entidade administrativa que atribua qualquer vantagem ou benefício em substituição de um contrato público, mas sim perante uma simples prorrogação do prazo de um contrato pré-existente, desencadeada por ato unilateral do particular superficiário, não está essa prorrogação sujeita a qualquer procedimento concorrencial.
28.ª A AICEP, enquanto entidade gestora do património do fundeiro, o IAPMEI, limitou-se a rececionar e a registar a declaração de vontade da superficiária no sentido da prorrogação do contrato de direito de superfície, tendo ela legitimidade para rececionar essa declaração, uma vez que o fundeiro havia-lhe conferido poderes para administrar os terrenos sobre os quais incidia o direito de superfície em causa, incluindo o exercício dos direitos e deveres resultantes dessa relação superficiária já existente.
29.º O facto da prorrogação do direito de superfície, resultante da comunicação nesse sentido efetuada pela superficiária, determinar a sua vigência para além do termo do prazo inicial do mandato conferido à AICEP, em nada limita o exercício dos poderes conferidos pelo mandato, designadamente a legitimidade para rececionar a declaração de vontade de prorrogação da superficiária, sendo suficiente que a relação de mandato subsista na data em que ocorreu a comunicação.
30.ª A cláusula constante da alínea b), do ponto 2.2., do Anexo A, da Adenda ao Acordo de Cessação do CAE de Sines, que determinou que os CMEC refletissem o custo dos in­vestimentos destinados a reduzir as emissões de gases poluentes, efetuados na Central Electroprodutora de Sines, na sequência do imposto pelo Decreto-Lei n.º 178/2003, de 5 de agosto, deve ser considerada um auxílio de Estado, compatível com a derrogação prevista no n.º 3, alínea c), do artigo 107.º, do TFUE.
31.ª A cláusula 26.4.2. do CAE de Sines que, em algumas hipóteses de cessação do contrato, estabeleceu limitações à utilização pela REN, S.A., da Central Electroprodutora de Sines, não se traduz numa qualquer vantagem para a produtora que justifique a sua qualificação autónoma como auxílio de Estado.
32.ª A cláusula 8.ª do contrato de constituição do direito de superfície, onde se previu o pagamento de uma indemnização pelo fundeiro à superficiária, nos casos de extinção do direito de superfície pelo decurso do prazo, por acordo, ou por resolução do contrato, consistente no valor real da obra ao tempo em que a indemnização se calcular, não constitui a estipulação de uma medida seletiva que se traduza numa vantagem reservada a um conjunto fechado de pessoas ou entidades, pelo que não deve ser considerada como um auxílio de Estado para os efeitos do artigo 107.º e seguintes do TFUE.
33.ª A cláusula 2.ª, n.º 2, do contrato de direito de superfície, que confere à superficiária o direito de determinar a prorrogação do prazo do contrato por manifestação unilateral de vontade, não tem quaisquer consequências ao nível das trocas comerciais entre Estados-membros, uma vez que estamos perante uma forma de domínio dos bens imóveis cuja constituição não se encontra obrigatoriamente sujeita às regras de concorrência do mercado europeu, pelo que não deve ser considerada um auxílio de Estado, para os efeitos previstos no artigo 107.º e seguintes do TFUE.
Texto Integral
Texto Integral: 
Senhor Secretário de Estado da Energia
Excelência:



1. O objeto da consulta
Solicita Vossa Excelência que o Conselho Consultivo da Procuradoria-Geral da República, com urgência, tome posição, nos termos do artigo 37.º, a), do Estatuto do Ministério Público, sobre duas ordens de questões, relativas ao acordo de extinção do Contrato de Aquisição de Energia Elétrica do Centro Electroprodutor Térmico de Sines (que abreviadamente passaremos a designar por CAE de Sines).
Lê-se no pedido de parecer:
Não obstante as questões que se colocam poderem abranger, em algumas das suas vertentes, outros Centros Electroprodutores, face à sua especificidade, a situação do Centro Electroprodutor Térmico de Sines apresenta particularidades de relevo que justificam e peço a sua análise autónoma.
Sinteticamente, as questões reportam-se:
Por um lado, à apreciação da validade do regime contratual da alteração das circunstâncias no CAE extinto e da sua repercussão ao nível dos Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC); por outro lado, à correção da ponderação dos custos incorridos após a extinção do CAE no cálculo do CMEC.
Tendo como preocupação de base, ponderando ambas as questões, a aferição da possibilidade de a repercussão dos custos daí derivados nas tarifas pagas pelos consumidores vir a ser qualificada como auxílio de Estado.
1. Antes de entrar na análise da primeira das questões enunciadas, ou seja, da questão relativa à validade do clausulado contratual relativo à alteração das circunstâncias, importa salientar que não se trata de uma inútil curiosidade histórica.
Na verdade, todo o regime da extinção do CAE e do cálculo do CMEC está anunciado na perspetiva de garantir as expectativas financeiras do titular do CAE, até à data originariamente prevista para a sua extinção por decurso do prazo.
Por essa razão, a validade do regime jurídico e financeiro consagrado no contrato extinto apresenta a aptidão de influenciar as expectativas que se pretenderam salvaguardar.
Mas se o objetivo anunciado foi este, a respetiva concretização parece ter ido mais longe e atribuindo uma eficácia ao regime contratual após a sua extinção e até à extinção do próprio CMEC.
Com efeito, logo no considerando H do Acordo Relativo à Cessação do Contrato de Aquisição de Energia Elétrica do Centro Electroprodutor Térmico de Sines se afirma que o CMEC se destina “a garantir a manutenção do equilíbrio contratual subjacente das partes contraentes de cada CAE e a obtenção de benefícios económicas equivalentes aos proporcionadas por esses contratos que não sejam adequadamente garantidos através das receitas expectáveis em regime de mercado”.
Sendo que, pelo menos aparentemente, tem sido esse o sentido atribuído ao disposto no ponto 2.3 do Anexo C da Adenda ao Acordo Relativo à cessão do Contrato, outorgada em 15 de Junho de 2007, nos termos do qual “Os investimentos extraordinários que foram considerados durante o período de revisibilidade deverão ser também incluídos no cálculo do encargo fixo para efeitos do ajustamento final. Além destes custos deverão igualmente ser consideradas todos os custos suportados pela Produtor que não foram incluídos no cálculo do valor inicial dos CMEC, por ser impossível a sua previsão, mas que pela sua natureza estavam abrangidos pelo clausulado do Contrato e como tal foram incluídos na revisibilidade anual dos CMEC” (sublinhado nosso).
Refira-se, aliás, que são várias as referências/remissões, nos anexos relativos à metodologia de cálculo do CMEC, para o regime contratual fixado no CAE, dando ideia de uma desconsideração do objetivo de fixação de indemnização compensatória, adotando-se, em substituição um modelo de “pós eficácia” do CAE, ainda que com outro enquadramento.
Sendo, precisamente por essa razão, que se justifica a apreciação da validade do regime contratual fixado no CAE em matéria de alteração das circunstâncias
2. Ora, nos termos da cláusula 21 do CAE, que tem por epígrafe “ALTERAÇÕES DAS CIRCUNSTÂNCIAS”
“21.1. Alterações Relevantes.
21.1.1. Se depois da assinatura deste Contrato, o Produtor
a) Ficar obrigado a pagar ou ficar sujeito a Impostos Relevantes que à data da assinatura deste Contrato não existissem ou não afetassem o Produtor;
ou
b) Sofrer um aumenta dos custos, em qualquer dos casos, devido:
i) à introdução, imposição, cobrança ou tributação de qualquer Imposto Relevante e/ou aumento da taxa à qual qualquer Imposto Relevante é tributado;
e/ou
ii) a qualquer alteração na legislação ou na prática, pública e corrente, de qualquer autoridade fiscal, relacionada em qualquer dos casos com Impostos Relevantes:
e/ou
iii) a qualquer outra alteração na base do tributação de qualquer Imposto Relevante que seja adversa para as interesses financeiros do Produtor.
(...)“
Acrescentando-se na Cláusula 21.3. “Isenções e Transferência de custos’
“21.3.1. Para os objetivos desta cláusula 21 assume-se que à data de Inicio do Contrato o Produtor está isento do pagamento dos seguintes impostos, contribuições e taxas;
a) Imposto sobre Produtos Petrolíferos (Dec.-Lei 291-A/91);
b) Contribuição Autárquica;
c) Taxa de utilização de água de refrigeração da Central.
21.3.2. Se o Produtor vier a ficar sujeito ao pagamento de qualquer dos impostos contribuições e taxas mencionados na cláusula 21.3.1, o seu efeito será incluído no cálculo do Encargo de Potência ou no Encargo de Energia, conforme os casos.”
Concluindo-se na Cláusula 21.4 que
“Se o Produtor (no caso das cláusulas 21.1.1 e 21.3) ou o RNT (no caso da cláusula 21.1.2) através de notificação à outra parte assim o decidirem, o cálculo do Encargo de Potência e/ou do Encargo de Energia, deve ser corrigido de acordo com os procedimentos e princípios relevantes definidos no parágrafo 10 do Anexo 11, assegurando, tanto quanto possível, que o Produtor fica na mesma situação financeira em que estaria se não tivesse ocorrido nenhuma Alteração Fiscal Relevante, segundo este Contrato”.
Sendo que por força das definições constantes do número 1 do Anexo 11 ao Contrato, Alteração Fiscal Relevante é toda e qualquer alteração resultante de alteração legislativa ou de entendimento da Autoridade Tributária, ou seja, é toda e qualquer alteração fiscal, independentemente do respetivo impacto.
Perante este clausulado contratual a questão que se coloca é a da validade das citadas cláusulas, na medida em que por acordo de duas entidades se transfere o impacto fiscal para terceiros - os consumidores - isto é, os encargos com o pagamento de impostos que incidem sobre uma das contratantes.
Especialmente atendendo a que não existe qualquer distinção entre os impostos que incidem sobre os respetivos rendimentos, daqueles que incidem sobre matérias-primas que poderiam justificar um aumento dos custos de produção.
É que tal parece traduzir-se numa penalização dos contribuintes consumidores que suportariam uma espécie de isenção subjetiva material de uma empresa, colocando-a numa posição de privilégio em relação às restantes empresas destinatárias do mesmo imposto.
A situação torna-se, ainda mais duvidosa, quando na cláusula 21.5.2. se estipula que “na medida em que o impacto financeiro de uma Alteração Fiscal Relevante sobre o Produtor, ou seus Associados, dependa da forma como os impostos são aplicados sobre as atividades de outros Associados, Subsidiárias ou “Holdings” o Produtor deverá esforçar-se para assegurar de forma razoável que os acordos sobre distribuição de impostos entre os seus Associados ou Subsidiárias ou “Holdings” conforme os casos, sejam justos para a RNT (tendo em atenção esta cláusula 21)”.
Pergunta-se, por isso:
a) Eram válidas as citadas cláusulas do CAE;
b) Podem as cláusulas citadas serem aplicadas no âmbito do cálculo do valor do CMEC, com base na remissão que nele é feita para o regime contratual do CAE, ou seja, podem tais cláusulas ser aplicadas a alterações fiscais (com a amplitude que lhes é dada na citada Cláusula 21 do CAE) a alterações posteriores à cessação do CAE?
c) Poderá uma tal alteração do responsável por suportar o imposto ser considerada um auxílio de Estado? Se o for, integra-se no âmbito da autorização da deliberação da Comissão Europeia proferida no Processo N161/2004 - Custos ociosos em Portugal (que se envia em anexo)?
3. A segunda questão prende-se com a inclusão no cálculo do CMEC do montante de investimentos realizados em momento posterior à cessação do CAE.
A este propósito, surge como pertinente ponderar que a cessação do CAE de Sines e passagem para o CMEC levou a que fosse abandonada a possibilidade de reversão da central produtora para a concessionária da RNT, tornando-se, salvo melhor opinião, inevitável considerar que a propriedade da obra, leia-se: a central, é, no caso, da E.D.P.
Ora, assumindo que a interpretação deste pressuposto merece a concordância desse Conselho Consultivo, questão que expressamente se coloca, então, impõem-se as seguintes questões, relacionadas com o pagamento, através dos CMEC e da tarefa que os concretiza, de investimentos realizados após a extinção do CAE.
Estão em causa dois tipos distintos de situações, a saber:
• A compensação, através dos CMEC, de investimentos não previstos no acordo de extinção dos CAE, realizados após essa extinção, por se considerar que esses montantes seriam enquadráveis nos CAE por força da remissão operada pelo acordo da respetiva cessação; e
• A compensação dos investimentos que se tornaram obrigatórios por força da Diretiva n.º 2001/80/CE, do Parlamento e do Conselho, de 23 de Outubro de 2001, transposta para a ordem interna pelo Decreto-Lei n.º 178/2003, de 5 de Agosto, que se aplica a todos os produtores, os quais, caso não tenham CMEC, têm de suportar os respetivos investimentos.
A diferença dos dois é a previsão prévia nos CAE e nos respetivos acordos de cessação, que acontecia quanto aos investimentos ambientais.
No entanto, pese embora essa diferença, entendemos que será legítima a mesma dúvida e, assim, a mesma questão, qual seja: sendo, aparentemente, inquestionável que, em ambos os casos, existe uma medida seletiva, com potencial de afetação das trocas comerciais, concedendo uma vantagem a quem beneficia do regime CMEC e da sua interpretação inclusiva, isto é, que estamos perante um Auxílio de Estado, estão estas práticas em conformidade com a decisão da CE acima identificada, que se pronunciou sobre a compatibilidade das medidas compensatórias em termos muito restritivos?
A questão agora suscitada, resulta reforçada se tivermos em linha de conta que no contrato de constituição do direito de superfície celebrado entre o Gabinete da Área de Sines e a EDP-EP, em 11 de dezembro de 1987 (data em que a EDP ainda era a concessionária da RNT) se estabelece na cláusula oitava, n.º 2 do Documento complementar à escritura que “No caso de extinção do direito de superfície pelo decurso no prazo, por acordo, ou por resolução do contrato, o superficiário, terá direito além do mais que no último caso lhe caiba uma indemnização consistente no valor real da obra ao tempo em que a indemnização se calcular, tomando-se como base o custo da construção a esse tempo e descontando-se as depreciações derivadas do mau estado de conservação e de outras causas que lhe diminuam o valor para ulterior utilização”.
É que, da conjugação das regras dos dois contratos, CAE e Direito de Superfície, resulta que no âmbito do CAE e posterior CMEC a tarifa UGS é calculada considerando a amortização do valor dos investimentos inicial e adicionais da construção da Central, quando o pagamento do respetivo valor já estava assegurado para o momento da reversão da propriedade por força da extinção do direito de superfície.
4. Por outro lado, a conjugação da cessação do CAE e passagem para CMEC, com a prorrogação do direito de superfície por mais 40 anos, ou seja, até 2060, teve por efeito que a expectativa de exploração da Central Térmica de Sines, deixasse de ter um período de exploração determinado, que terminaria no final deste ano de 2017, para um período de exploração a tender para o perpétuo.
Na verdade, por força do regime consagrado no contrato de constituição do direito de superfície, a sucessiva prorrogação do respetivo prazo está dependente da exclusiva vontade da superficiária, sendo muito restritas as situações em que o fundeiro se lhes pode opor.
Ora, constituindo a evolução de tal feixe de relações contratuais um claro benefício para a EDP, ainda que não avaliado, e tendo a posição atual da EDP sido alcançada através de alterações substanciais das várias relações contratuais existentes, sempre sem sujeição a qualquer procedimento prévio potenciador do cumprimento das regras da concorrência, coloca-se, igualmente, a questão de determinar se poderemos estar perante uma situação configurável como Auxílio de Estado proibido pelo Direito da União, questão que, também, se pretende ver esclarecida.
Complementarmente, a entidade consulente veio precisar o seguinte quanto ao objeto da consulta:
1. O direito de superfície.
1.1. A CPPE - Companhia Portuguesa de Produção de Eletricidade, SA (por força de sucessivas alterações societárias, atualmente a posição contratual é assumida pela EDP) instalou e iniciou a exploração da Central Termoelétrica de Sines, com base num contrato de constituição de direito de superfície a seu favor, relativo a solos que pertenciam ao domínio privado do Gabinete da Área de Sines (criado pelo Decreto-Lei n.º 270/71, de 19 de Junho, com a natureza jurídica de instituto público).
1.2. Apesar do contrato datar de 11 de Dezembro de 1987, o direito de superfície foi constituído pelo prazo de 40 anos, reportando o seu início de vigência a 1 de Agosto de 1980, fixando-se no contrato que a prorrogação da sua vigência poderia ser sucessiva e dependeria da vontade da superficiária.
1.3. Entretanto, com a extinção do Gabinete da Área de Sines, a propriedade dos solos em causa foi transferida para o IAPMEI.Sendo que o IAPMEI celebrou com a AICEP um contrato de gestão desses imóveis e outorgou procuração, para que esta o representasse nos atos relativos a esses mesmos imóveis.
1.4. O prazo originário do direito de superfície terminaria, deste modo, no dia 1 de Agosto de 2020, tendo porém sido prorrogado por mais 40 anos, conforme resulta de uma troca de correspondência entre a EDP e a AICEP. De referir, que se desconhece a aprovação de tal prorrogação pelos órgãos do IAPMEI e que o prazo resultante da prorrogação excede, em muito, o prazo de vigência do contrato de gestão celebrado com a AICEP.
1.5. Conforme se referiu no pedido de parecer, no contrato de constituição do direito de superfície celebrado entre o Gabinete da Área de Sines e a EDP-EP, em 11 de dezembro de 1987 (data em que a CPPE ainda era a concessionária da RNT) estabelece-se na cláusula oitava, n.º 1 do Documento complementar à escritura que “No caso de extinção do direito de superfície pelo decurso no prazo, por acordo, ou por resolução do contrato, a superficiária, terá direito além do mais que no último caso lhe caiba uma indemnização consistente no valor real da obra ao tempo em que a indemnização se calcular, tomando-se como base o custo da construção a esse tempo e descontando-se as depreciações derivadas do mau estado de conservação e de outras causas que lhe diminuam o valor para ulterior utilização”.
2. O CAE.
2.1. Entretanto, em 26 de Setembro de 1996, foi celebrado entre a REN - Rede Elétrica Nacional - SA, enquanto concessionária, e a CPPE - Companhia Portuguesa de Produção de Eletricidade, AS, um Contrato de Aquisição de Energia (CAE), em que a CPPE se obriga a vender à REN a totalidade da energia produzida e a REN se obriga a comprar à CPPE essa mesma energia.
2.2. Nos termos do anexo 1 do CAE, o encargo fixo mensal inclui a remuneração e amortização do Ativo Líquido Inicial e a remuneração e amortização do Investimento Adicional. Isto é, da conjugação dos dois contratos, resulta que, no termo do direito de superfície, a EDP (atualizando subjetivamente os contratos) seja indemnizada pelo valor da Central cujos custos os consumidores, entretanto, amortizaram e remuneraram por força do CAE (e do CMEC - Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual, como veremos adiante).
2.3. Este CAE teria o seu termo, conforme o estipulado na respetiva cláusula 3, a 31 de Dezembro do corrente ano de 2017.
3. O CMEC.
3.1. Sucede, porém, que por força da imposição comunitária de liberalização do mercado interno da eletricidade e dos compromissos assumidos para a constituição de um Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL) e em cumprimento do estatuído no Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de Dezembro, foi celebrado em 27 de Janeiro de 2005, o acordo de cessação do CAE e a definição contratual dos CMEC.
3.2. De uma forma simplista, os CMEC foram anunciados como um modelo de garantia das condições financeiras existentes no âmbito do CAE, agora, enquadradas num mercado livre e concorrencial (se é que tal é possível).
3.3. Na parte que agora nos ocupa, o principal efeito que resulta da passagem para os CMEC traduz- se na manutenção das garantias financeiras do CAE até ao final do corrente ano de 2017, tendo, no entanto, desaparecido o prazo final de exploração da Central. Ou seja, a partir do início de 2018, a EDP poderá continuar a operar a Central, ainda que no âmbito do mercado livre ou ordinário.
3.4. Prevendo-se, ainda, que se por alguma razão a Central vier a reverter para a concessionária do Sistema Elétrico Nacional - a REN - esta não a poderá explorar diretamente, nem concessionar a sua exploração, ficando, como tal obrigada a proceder ao seu desmantelamento a expensas suas.
4. As questões.
De todo este enquadramento suscitaram-se as seguintes questões, que agora tentamos explicitar de forma mais rigorosa:
a) São válidas as cláusulas que, conjugadamente, implicam o pagamento à EDP do valor da Central cujo investimento inicial e adicional, foi amortizado e pago pelos consumidores através da sua inclusão como fator de cálculo da componente fixa das tarifas?
b) É válida a cláusula que proíbe a exploração direta ou indireta da Central pela concessionária do Sistema Elétrico Nacional, quando o custo da mesma foi integralmente amortizado e remunerado pelos consumidores? Isto porque, estando no âmbito da concessão e, assim, numa ambiência de Direito Público, isso significaria que um Ente Público se comprometeu, ad eternum, com um privado, a não usar e explorar propriedade própria, que pagou. Estamos perante uma exclusão da fruição de um bem de interesse geral (que aproveita a todos) em benefício de um único privado, sem qualquer contrapartida.
c) É válido o regime de cálculo dos CMEC fixados no anexo 1 da Adenda ao Acordo de Cessação do CAE, outorgado em 15 de Junho de 2007, na parte em que prevê a amortização e remuneração dos investimentos realizados após a cessação do CAE, relativos às exigências ambientais incidentes sobre todos os produtores do sector?
d) É valida a prorrogação do direito de superfície sem sujeição a procedimento concorrencial, atendendo a que o regime previsto no contrato inicial apenas era possível, por o mesmo ser celebrado por entidades públicas?
e) É válida a prorrogação do direito de superfície, se decidida, apenas, pela AICEP, enquanto entidade gestora do património do IAPMEI e por prazo superior ao do seu próprio contrato de gestão?
f) Independentemente das conclusões que sejam alcançadas em relação à validade das cláusulas acima referidas, o regime que deles resulta deve ou não ser qualificado como auxílio de Estado? E sendo, está ou não sujeito ao respetivo regime de autorização? E estando, é, ou não, passível de ser considerado auxílio legitimo? E sendo, estas práticas estão ou não em conformidade com a decisão da CE que se pronunciou sobre a compatibilidade das medidas compensatórias em termos muito restritivos?
São, pois, as seguintes as questões que a entidade consulente coloca relativas ao Acordo de Extinção do Contrato de Aquisição de Energia Elétrica do Centro Electroprodutor Térmico de Sines e que constituem o objeto do presente Parecer:
1º conjunto de questões:
a) É válido o que consta da cláusula 21 do CAE de Sines, no que toca a alterações nas responsabilidades fiscais da produtora?
b) Podem as cláusulas citadas serem aplicadas no âmbito do cálculo do valor do CMEC, com base na remissão que nele é feita para o regime contratual do CAE, ou seja, podem tais cláusulas ser aplicadas a alterações fiscais (com a amplitude que lhes é dada na citada Cláusula 21 do CAE) posteriores à cessação do CAE?
c) Poderá uma tal alteração do responsável por suportar o imposto ser considerada um auxílio de Estado?
d) Se o for, integra-se no âmbito da autorização da deliberação da Comissão Europeia proferida no Processo N161/2004 - Custos ociosos em Portugal?
2.º conjunto de questões:
a) São válidas as cláusulas que, conjugadamente, implicam o pagamento à EDP do valor da Central cujo investimento inicial e adicional foi amortizado e pago pelos consumidores através da sua inclusão como fator de cálculo da componente fixa das tarifas?
b) É válida a cláusula que proíbe a exploração direta ou indireta da Central pela concessionária do Sistema Elétrico Nacional, quando o custo da mesma foi integralmente amortizado e remunerado pelos consumidores?
c) É válido o regime de cálculo dos CMEC fixados no anexo 1 da Adenda ao Acordo de Cessação do CAE, outorgado em 15 de Junho de 2007, na parte em que prevê a amortização e remuneração dos investimentos realizados após a cessação do CAE, relativos às exigências ambientais incidentes sobre todos os produtores do sector?
d) É válida a prorrogação do direito de superfície sem sujeição a procedimento concorrencial, atendendo a que o regime previsto no contrato inicial apenas era possível, por o mesmo ser celebrado por entidades públicas?
e) É válida a prorrogação do direito de superfície, se decidida, apenas, pela AICEP, enquanto entidade gestora do património do IAPMEI e por prazo superior ao do seu próprio contrato de gestão?
f) Independentemente das conclusões que sejam alcançadas em relação à validade das cláusulas acima referidas, o regime que deles resulta deve ou não ser qualificado como auxílio de Estado?
g) E sendo, está ou não sujeito ao respetivo regime de autorização?
h) E estando, é, ou não, passível de ser considerado auxílio legítimo?
i) E sendo, estas práticas estão ou não em conformidade com a decisão da CE que se pronunciou sobre a compatibilidade das medidas compensatórias?
Lembra-se que o Conselho Consultivo, em sede relativa à emissão de «parecer restrito a matéria de legalidade» a solicitação do Governo, nos termos da alínea a), do artigo 37.º, do Estatuto do Ministério Público, carece de legitimidade para o desenvolvimento de qualquer investigação autónoma sobre toda a factualidade envolvente, cingindo-se ao enquadramento jurídico das questões suscitadas, de acordo com uma matriz conformada pelos princípios da legalidade e objetividade, tendo como pressuposto os fatos documentados que lhe foram fornecidos pela entidade consulente.

2. Dos CAE e da sua extinção
Antes de abordarmos as múltiplas questões colocadas pela entidade consulente convém deixar aqui uma sumária descrição do enquadramento legal dos CAE e da sua cessação antecipada, para uma mais fácil compreensão deste parecer [1].
Os contratos de aquisição de energia (CAE) enquadram-se no modelo de organização do Sistema Elétrico Nacional (SEN) regulado pelo Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de julho [2], que visou aprofundar a liberalização do setor.
Esse diploma, que estabeleceu as bases da organização do Sistema Elétrico Nacional (SEN), consagrou um modelo de organização do SEN caracterizado pela coexistência de um sistema elétrico de serviço público (SEP) e de um sistema elétrico independente (SEI) – artigo 3.º.
De acordo com o disposto no seu artigo 7.º, o objetivo do SEP era o de assegurar em todo o território continental a satisfação das necessidades dos consumidores de energia elétrica, em regime de serviço público, compreendendo a Rede Nacional de Transporte de Energia Elétrica (RNT), explorada em regime de concessão de serviço público, e o conjunto de instalações de produção e redes de distribuição, explorado mediante um regime de licença vinculada (artigo 8.º).
As entidades que constituíam o SEP encontravam-se enumeradas no artigo 9.º [3]: (a) os titulares de licenças vinculadas de produção; (b) a entidade concessionária da RNT; (c) os titulares de licenças vinculadas de distribuição.
Conforme definição contida no artigo 4.º, alínea d), do mesmo diploma, a licença vinculada era a licença mediante a qual o titular assume o compromisso de alimentar o SEP ou ser por ele alimentado, dentro das regras de funcionamento daquele Sistema [4].
Nos termos do artigo 13.º do Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de junho, os produtores vinculados eram as entidades titulares de licenças vinculadas de produção de energia elétrica, regulando o artigo 14.º o processo de consulta para o estabelecimento e exploração de novos centros electroprodutores.
Em conformidade com o disposto no n.º 8 deste preceito [5], a integração de cada novo centro electroprodutor no SEP concretiza-se mediante a celebração de um novo contrato de vinculação entre a entidade concessionária da RNT e a entidade selecionada para o estabelecer e explorar….
Para efeitos do diploma em análise, o contrato de vinculação é definido como o contrato de longo prazo mediante o qual, dentro das regras de funcionamento do SEP, um produtor assume o compromisso de entregar ao SEP toda a energia elétrica por si produzida ou um distribuidor assume o compromisso de proceder à distribuição, dentro do âmbito do SEP, da energia elétrica que recebe deste – artigo 4.º alínea c).
Estes contratos são os denominados CAE, cujos traços essenciais estão definidos no artigo 15.º deste diploma, o qual dispõe:
1 – Os produtores vinculados relacionam-se comercialmente com a entidade concessionária da RNT através dos contratos de vinculação referidos no artigo anterior.
2 – A cada centro electroprodutor corresponde um contrato de vinculação.
3 – Os contratos de vinculação têm uma duração não inferior a 15 anos, exceto em casos devidamente justificados.
4 – Através dos contratos de vinculação, os produtores vinculados comprometem-se a abastecer o SEP, em exclusivo, nos termos da legislação aplicável.
5 – A remuneração da energia elétrica entregue ao SEP resulta da aplicação de um sistema misto baseado em preços de natureza essencialmente fixa e em preços variáveis, refletindo, respetivamente, encargos de potência e encargos variáveis de produção de energia.
Como se retira do preceito reproduzido, os CAE caracterizam-se por serem contratos de longo prazo através dos quais os produtores vinculados ao serviço público da energia se comprometiam a abastecer, em exclusivo, a entidade concessionária da rede nacional de transporte, vendendo-lhe toda a energia produzida no centro electroprodutor [6].
No âmbito destes contratos, estabelece-se uma relação entre a entidade concessionária da rede nacional de transporte de energia elétrica (RNT), concessão atribuída à REN – Rede Elétrica Nacional, S.A., como compradora, e cada produtor vinculado de energia, como vendedor, nos termos da qual este se compromete a vender àquela entidade a capacidade total da instalação produtora de acordo com as condições técnicas e comerciais ajustadas.
Nesses contratos são reconhecidos tanto os proveitos expectáveis dos produtores como as compensações a que as partes têm direito em caso de incumprimento, alteração ou rescisão por motivos que não lhes sejam imputáveis [7].
De acordo com o disposto no n.º 5 do preceito acima transcrito, os CAE remuneram os custos ou encargos fixos (encargos de potência) dos centros electroprodutores que englobam o investimento inicial, bem como as despesas com o funcionamento e a manutenção correntes, permitindo ainda recuperar os custos ou encargos variáveis de produção de energia elétrica pelo empreendimento (custos dos serviços de sistema) [8].
Os CAE, sendo vinculações de longo prazo, baseiam-se, pois, nas condições previamente acordadas entre as partes e não nas condições decorrentes de um mercado livre e concorrencial.
Todavia, a necessidade de estabelecer regras comuns para o mercado interno de eletricidade e as exigências inerentes à construção do MIBEL obrigaram a alterar, de forma substancial, a relação comercial entre a entidade concessionária da RNT e os produtores que operam no SEP, impondo-se a estes últimos a transição do atual sistema de relação comercial exclusiva para um novo modelo concorrencial, em que as transações comerciais entre agentes de mercado devem ser realizadas quer em torno de um mercado organizado, quer mediante recurso a formas de contratação bilateral.
Por isso, de entre as orientações de política energética aprovadas pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 63/2003 [9], foi adotada a necessidade de liberalizar o mercado com eficiência, através, designadamente, da concretização do mercado ibérico de eletricidade (MIBEL) e da promoção da concorrência e da abertura dos setores de eletricidade e gás natural.
A extinção dos contratos de aquisição de eletricidade (CAE) foi uma das medidas que aí se apresenta como imprescindível para que exista um verdadeiro mercado de eletricidade. Como ali se refere, é necessário que haja colocação de energia nesse mercado de eletricidade. Desta forma, a REN deixará o seu “estatuto” de comprador quase único da eletricidade produzida, para que as empresas de produção a possam colocar no mercado.
De um modelo em que a produção de energia elétrica assentava na existência de contratos de aquisição de longo prazo (CAE), firmados entre cada centro electroprodutor e um comprador único que assegurava o aprovisionamento de energia para fornecimento à generalidade dos consumidores finais, passou-se à liberalização, quer ao nível da escolha de fornecedor, quer por via da abertura da atividade de produção à concorrência [10].
Houve necessidade de se se criar um mecanismo que, tendo presente o respeito por condições contratualmente estabelecidas e que não poderiam ser ignoradas, permite efetuar a cessação dos CAE mantendo o equilíbrio contratual subjacente a esses contratos [11].
Na mencionada Resolução fez-se notar, todavia, que esses contratos entre os produtores vinculados e a REN oferecem garantias aos agentes da produção que deverão ser acautelados no mecanismo de recuperação de custos de transição para a concorrência a definir, salvaguardando-se a neutralidade económica para as partes contratantes dos CAE, sem introduzir vícios à livre formação de preços no mercado.
Efetivamente, se, em termos gerais, a transição para um sistema de concorrência é benéfica, desde logo, para os consumidores e para os agentes económicos que podem passar a atuar em setores anteriormente vedados, o mesmo não sucede relativamente às empresas que atuavam nos setores vedados e que não sofriam, por isso, qualquer concorrência, passando a ter de atuar em mecanismos de oferta em mercados organizados.
Essa transição para sistemas concorrenciais ocasiona geralmente, como assinala Nuno de Oliveira Garcia, os designados Competition Transaction Charge, expressão que pode ser traduzida como “Custos de Transição para a Concorrência” que são os que decorrem da necessidade de assegurar às empresas que atuam em determinado setor o direito à recuperação dos investimentos realizados, que se encontravam devidamente acautelados no modelo monopolista [12].
No âmbito da liberalização do setor elétrico, os custos de transição para a concorrência, podendo encontrar também fundamento no princípio da proteção da confiança legítima, decorrem, essencialmente, da necessidade de permitir às empresas do setor que utilizem meios necessários à recuperação de investimentos realizados cuja amortização era expectável segundo as regras em vigor num determinado período, as quais, porém, vieram a ser alteradas posteriormente pelo legislador [13].
A orientação política consignada na mencionada Resolução do Conselho de Ministros n.º 63/2003 foi consagrada no Decreto-Lei n.º 185/2003, de 20 de agosto [14], que veio a estabelecer disposições aplicáveis à cessação dos contratos de aquisição de energia elétrica celebrados entre a entidade concessionária da RNT e os produtores vinculados, dispondo o seu artigo 13.º o seguinte:
1 – Os contratos de aquisição de energia (CAE) elétrica celebrados entre a entidade concessionária da RNT e os produtores vinculados são objeto de cessação.
2 – A cessação dos contratos vinculados a que se refere o número anterior implica a adoção de medidas indemnizatórias, tendo em vista o ressarcimento dos direitos dos produtores através de um mecanismo destinado a manter o equilíbrio contratual subjacente, designado por custos para a manutenção do equilíbrio contratual (CMEC).
3 – Os CMEC deverão garantir a compensação dos investimentos realizados e a cobertura dos compromissos nos CAE que não sejam garantidos pelas receitas expectáveis em regime de mercado.
4 – As condições da cessação e os critérios de valorização dos CMEC, incluindo as formas de pagamento, os ajustamentos a aplicar e a sua repercussão nas tarifas, bem como os efeitos de falta de pagamento aos produtores abrangidos, são objeto de diploma específico.
O Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro [15], em execução do disposto no artigo 13.º, n.º 4, do Decreto-Lei n.º 185/2003, de 20 de agosto, e editado no uso da autorização legislativa concedida pela Lei n.º 52/2004, de 29 de outubro, contempla as disposições aplicáveis à cessação antecipada dos contratos de aquisição de energia (CAE), celebrados ao abrigo do artigo 15.º do Decreto-Lei n.º 182/95, de 27 de julho, entre a entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte de Energia Elétrica (RNT) e as entidades titulares de licenças vinculadas de produção de energia elétrica que abastecem o Sistema Elétrico de Serviço Público (SEP) – produtores.
Como se prevê no n.º 2 do seu artigo 1.º, este diploma procede à atribuição, a um dos contraentes dos CAE, do direito a uma compensação em virtude da cessação antecipada destes contratos, à definição da metodologia de determinação do respetivo montante, das formas e momento do seu pagamento, dos efeitos de eventuais faltas de pagamento, da sua repercussão nas tarifas elétricas e ao estabelecimento das regras especiais aplicáveis à possível titularização dos direitos respeitantes ao seu recebimento.
O artigo 2.º deste Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, determina a cessação antecipada dos CAE celebrados entre as entidades acima referidas, prevendo no seu n.º 2 a atribuição do direito a uma compensação, designada por custos para a manutenção do equilíbrio contratual (CMEC), nos seguintes termos:
1 – Os CAE celebrados entre a entidade concessionária da RNT e os produtores são objeto de cessação antecipada nos termos previstos no presente diploma, a qual apenas produz efeitos após a verificação das circunstâncias previstas n.ºs 2 e 3 do artigo 9.º, no n.º 4 do artigo 10.º e no artigo 14.º, e em conformidade com os termos e condições previstos no respetivo acordo de cessação que venha a ser celebrado nos termos estabelecidos nos artigos 9.º e 10.º
2 – A cessação de cada CAE confere a um dos seus contraentes, entidade concessionária da RNT ou produtor, o direito a receber, a partir da data da respetiva cessação antecipada, uma compensação pecuniária, designada por custos para a manutenção do equilíbrio contratual (CMEC), destinada a garantir a manutenção do equilíbrio contratual entre as partes contraentes, subjacente ao respetivo CAE, e a obtenção de benefícios económicos equivalentes aos proporcionados por esse contrato que não sejam adequadamente assegurados através das receitas expectáveis em regime de mercado.
...
A cessação antecipada dos CAE determina a atribuição a um dos seus titulares (produtor ou entidade concessionária da RNT) do direito ao recebimento de compensações pela cessação antecipada de tais contratos as quais têm o intuito de garantir a obtenção de benefícios económicos equivalentes aos proporcionados pelos contratos anteriores, que não estejam devidamente garantidos através das receitas esperadas em regime de mercado.
Como se explicita na exposição de motivos da Proposta de Lei n.º 141/IX [16], a introdução de um novo modelo de funcionamento do setor elétrico, liberalizado e concorrencial, implicando a extinção da relação comercial exclusiva dos centros electroprodutores com a entidade concessionária da RNT, determinou a criação de medidas compensatórias, visando o ressarcimento dos direitos de um dos contraentes dos CAE, através de compensações (…) que assegurem a apropriada equivalência económica relativamente à posição de cada parte no CAE.
Na apresentação da proposta de lei já referenciada, o Secretário de Estado do Desenvolvimento Económico enunciou os aspetos essenciais do funcionamento dos CMEC em termos que agora se reproduzem, com vista à melhor compreensão do sistema instituído. Afirmou-se então:
Ao extinguir os CAE os produtores deixarão de receber o valor implícito no contrato que inclui, por exemplo, custos fixos e variáveis de operação e manutenção, os custos de investimento ou pagamentos por disponibilidade da central. Mas ao operar em regime de mercado, os produtores recebem receitas provenientes da venda de energia.
Assim, a compensação a atribuir aos produtores é tão somente a diferença entre a garantia de valor que estes teriam com os CAE e as receitas obtidas em mercado. Se o valor recuperado em mercado for inferior ao valor implícito no CAE, a compensação ou Custo de Manutenção do Equilíbrio contratual – CMEC, a pagar aos produtores será positiva e deverá ser levada à tarifa de usos globais do sistema para pagamento por todos os consumidores. Ou seja, as compensações são apenas no montante do valor do CAE que os produtores não conseguem recuperar através do mercado, repondo o equilíbrio contratual.
Naturalmente, se os produtores obtiverem no mercado receitas acima do valor do CAE terão de devolver esse adicional ao sistema, repercutindo-se numa redução das tarifas de todos os consumidores.
O procedimento para a cessação antecipada dos CAE está regulado no artigo 9.º deste diploma. De acordo com o disposto no seu n.º 1, a entidade concessionária da RNT e os produtores celebram um acordo de cessação para cada centro electroprodutor térmico ou para cada conjunto de centros electroprodutores pertencentes à mesma unidade de produção hídrica, conforme aplicável.
Nos termos do n.º 2, os acordos de cessação antecipada dos CAE ficam sujeitos a aprovação por despacho do membro do Governo responsável pela área de energia, a publicar no Diário da República, mediante requerimento a apresentar pelas respetivas partes.
O artigo 10.º, n.º 1, elenca os elementos que os acordos de cessação antecipada dos CAE devem conter:
a) A concretização dos direitos e os deveres que para as partes resultam do presente diploma;
b) O montante das compensações devidas à entidade concessionária da RNT ou ao produtor, calculado nos termos previstos no presente diploma, bem como os parâmetros utilizados no respetivo cálculo;
c) O montante máximo de compensações devidas pela cessação antecipada de cada CAE, de acordo com o disposto no artigo 13.º;
d) As condições dos ajustamentos anuais e do ajustamento final dos montantes das compensações constantes dos n.ºs 6 e 7 do artigo 3.º e do artigo 11.º;
e) Os termos e condições de pagamento das compensações nos termos definidos no presente diploma, bem como a previsão que o direito conferido aos produtores, nos termos do n.º 1 do artigo 5.º, possa ser cedido para efeitos de titularização;
f) A sujeição a arbitragem dos litígios que se suscitem entre as partes do acordo de cessação em relação à interpretação ou execução do disposto no presente diploma.
O artigo 3.º do Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, trata da determinação do montante das compensações devidas a cada centro electroprodutor ou à entidade concessionária da RNT pela cessação antecipada dos contratos de aquisição de energia (CMEC) e dos respetivos ajustamentos, dispondo o seguinte:
1 – O montante bruto da compensação determinado para cada centro electroprodutor pela cessação antecipada do respetivo CAE corresponde à diferença entre o valor do CAE, calculado à data da sua cessação antecipada de acordo com a alínea a) do n.º 1 do artigo 4.º, e as receitas expectáveis em regime de mercado, deduzidas dos correspondentes encargos variáveis de exploração, uns e outros reportados àquela mesma data.
2 – O montante compensatório afeto a cada centro electroprodutor deve ser calculado de acordo com os n.os 1 e 2 do artigo 1.º do anexo I do presente diploma, do qual faz parte integrante, tendo em consideração a especificidade do respetivo CAE e dos meios de produção envolvidos.
3 – O cálculo efetuado nos termos dos números anteriores pode conduzir à determinação de montantes devidos aos produtores, sendo estes, em tal caso, designados por CMEC positivos, ou à determinação de montantes devidos pelos produtores à entidade concessionária da RNT, caso em que são designados por CMEC negativos.
4 – O montante global bruto dos CMEC respeitantes ao conjunto dos CAE afetos a cada produtor é calculado nos termos do n.º 4 do artigo 1.º do anexo I do presente diploma, havendo sempre lugar à realização de compensação entre os montantes dos CMEC positivos e negativos determinados em relação a cada CAE, na data da respetiva cessação antecipada.
5 – Os montantes dos CMEC, determinados nos termos do presente diploma, são suscetíveis de ajustamentos anuais e de um ajustamento final, de forma a assegurar a obtenção de benefícios económicos equivalentes aos proporcionados pelos CAE.
6 – Os ajustamentos anuais aos montantes dos CMEC são efetuados nos termos previstos nos n.ºs 1 a 11 do artigo 11.º, com observância das seguintes regras:
a) Os ajustamentos devem respeitar a formulação constante dos artigos 4.º a 6.º do anexo I do presente diploma;
b) Para efeitos da alínea anterior, a produção de energia elétrica a considerar deve ser determinada com base no modelo VALORÁGUA, de acordo com o anexo IV do presente diploma, do qual faz parte integrante;
c) Os ajustamentos podem conduzir à determinação de montantes devidos aos produtores, sendo estes, em tal caso, designados por ajustamentos positivos, ou à determinação de montantes devidos pelo produtor à entidade concessionária da RNT, caso em que são designados por ajustamentos negativos;
d) Os ajustamentos são efetuados durante um prazo correspondente ao período de atividade de cada centro electroprodutor previsto no respetivo CAE ou ao período de atividade decorrido até à data de desclassificação antecipada do centro electroprodutor nos termos da alínea seguinte, consoante a situação que ocorra em primeiro lugar e tendo como limite um período de 10 anos após a data de cessação antecipada do CAE;
e) A desclassificação antecipada do centro electroprodutor referida na alínea anterior carece de autorização prévia da DGGE, ouvida a ERSE e a entidade concessionária da RNT.
7 – Quando, nos termos do CAE aplicável, o termo do período de atividade do centro electroprodutor nele estabelecido ultrapasse um período correspondente aos 10 anos posteriores à cessação antecipada desse contrato, sendo esse intervalo temporal adiante designado «período II», o montante dos CMEC remanescentes é objeto de um ajustamento final sem efeitos retroativos, com observância das seguintes regras:
a) O valor do ajustamento final é determinado em função da diferença verificada entre o montante da compensação relativa ao período II, calculado à data da cessação antecipada do respetivo CAE, e o valor da compensação relativa ao mesmo período, calculado no final do 10.º ano subsequente à data da cessação desse contrato;
b) Para efeitos da alínea anterior, o valor da compensação calculado no final do 10.º ano deve ser determinado mediante a utilização da metodologia de cálculo prevista na alínea seguinte;
c) O cálculo do valor do ajustamento final é efetuado nos termos do n.º 12 do artigo 11.º, com base na formulação constante dos artigos 7.º e 8.º do anexo I do presente diploma, aplicando-se também, com as devidas adaptações, o regime previsto nas alíneas b) e c) do número anterior.
A regra básica aplicável na determinação do montante dos CMEC está enunciada no n.º 1 do preceito transcrito. O montante bruto da compensação determinado para cada centro electroprodutor pela cessação antecipada do respetivo CAE corresponde à diferença entre o valor do CAE, calculado à data da sua cessação antecipada de acordo com as disposições nele prescritas e tendo em consideração um conjunto de parâmetros tipificados na alínea a) do n.º 1 do artigo 4.º do mesmo diploma, e as receitas expetáveis em regime de mercado, deduzidas dos correspondentes encargos variáveis de exploração, uns e outros reportados àquela mesma data, ou seja, à data da cessação antecipada do CAE.
Os parâmetros a considerar são, para todos os centros electroprodutores, os que se contemplam nas subalíneas i) e ii) da alínea a) do n.º 1 do artigo 4.º do seguinte teor:
1 – Os parâmetros de base a utilizar no cálculo dos CMEC devidos às partes contraentes dos CAE pela cessação antecipada destes contratos, no âmbito das disposições estabelecidas no artigo 3.º e do procedimento previsto no artigo 9.º, são definidos, para cada centro electroprodutor, nos termos seguintes:
a) Valor do CAE, reportado à data prevista para a sua cessação antecipada, calculado de acordo com as disposições nele prescritas, que tem em consideração o seguinte:
i) Para todos os centros electroprodutores, o valor do CAE inclui a amortização e remuneração implícita ou explícita no CAE do ativo líquido inicial e do investimento adicional, conforme definidos no respetivo contrato, devidamente autorizados e contabilizados;
ii) Para todos os centros electroprodutores, o valor do CAE inclui ainda os encargos fixos de exploração, nomeadamente os encargos fixos de operação e manutenção correntes e a remuneração do stock de combustível e outros que se encontrem explicitamente definidos no CAE.
iii) Para o caso específico dos centros electroprodutores do Pego e de Sines, definidos no n.º 1 do anexo II, o valor do CAE respectivo deve ainda incluir a remuneração e amortização dos investimentos, devidamente autorizados pela DGGE, ouvida a ERSE, relativos ao cumprimento dos limites de emissão respeitantes às grandes instalações de combustão estabelecidos na Directiva n.º 2001/80/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de Outubro.
O valor do CAE respetivo deve ainda incluir a remuneração e amortização dos investimentos, devidamente autorizados pela DGEG, ouvida a ERSE, relativos ao cumprimento dos limites de emissão respeitantes às grandes instalações de combustão estabelecidos na Diretiva n.º 2001/80/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de outubro.
A avaliação que servirá de cálculo dos CMEC reporta-se, como resulta das normas transcritas, a um momento temporal determinado: data da cessação antecipada de cada CAE. Será com referência a essa data que se determina o valor dos contratos, o montante das receitas expetáveis e o valor dos encargos variáveis de exploração.
Interessa sublinhar que, de acordo com o disposto na alínea a) do n.º 1 do artigo 4.º, o valor do CAE deverá ser calculado tendo em atenção as respetivas disposições contratuais, aquilo que aí ficou convencionado.
Do cálculo do montante dos CMEC podem resultar valores compensatórios a favor dos produtores ou montantes devidos por estes à entidade concessionária da RNT. Na primeira situação, estaremos perante CMEC positivos. No segundo caso, estaremos perante CMEC negativos. (artigo 3.º, n.º 3).
Os parâmetros previstos para a determinação dos montantes dos CMEC são aqueles que, como já se disse, vigoram na data da cessação antecipada do CAE. Tais parâmetros são, todavia, projetados para o futuro, o que introduz no seu apuramento um importante elemento de imprevisibilidade, quer no que respeita às receitas expetáveis, quer no que respeita aos encargos variáveis futuros, quer ainda no que diz respeito ao próprio valor dos CAE, decorrentes, nomeadamente, da eventual alteração das condições de exploração dos centros electroprodutores que foram consideradas à data da cessação.
Daí que se preveja no artigo 3.º, n.º 5, um mecanismo de revisibilidade das compensações, estabelecendo-se no artigo 11.º as condições em que ele se processa.
Assim, de acordo com o citado artigo 3.º, n.º 5, os CMEC são suscetíveis de ajustamentos anuais e de um ajustamento final, por forma a assegurar a obtenção de benefícios económicos equivalentes aos proporcionados pelos CAE.
Os ajustamentos anuais são efetuados durante o prazo correspondente ao período de atividade de cada centro electroprodutor previsto no respetivo CAE, com o limite de dez anos após a data da cessação antecipada do CAE.
Os valores dos ajustamentos são efetuados com observância das regras definidas no n.º 6 do artigo 3.º e com base nos critérios constantes dos artigos 4.º a 6.º do anexo I [17].
Tal como sucede com o cálculo do montante bruto da compensação determinado para cada centro electroprodutor pela cessação antecipada do CAE, também os ajustamentos anuais podem conduzir à determinação de montantes devidos aos produtores – ajustamentos positivos –, ou à determinação de montantes devidos pelo produtor à entidade concessionária da RNT – ajustamentos negativos.
Por sua vez, o ajustamento final opera quando o termo do período de atividade do centro electroprodutor com CAE ultrapasse um período correspondente aos dez anos posteriores à cessação antecipada desse contrato e o seu valor é determinado com base nos parâmetros e critérios enunciados no n.º 7 do artigo 3.º [18].
O artigo 5.º do Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, regula o mecanismo de repercussão dos CMEC nas tarifas.
Após se reconhecer ao produtor o direito a receber o montante correspondente ao valor dos CMEC positivos e dos ajustamentos anuais e do ajustamento final positivos, bem como o montante correspondente ao valor dos outros encargos identificados nos n.ºs 4 e 5 do mesmo preceito, o n.º 2 estabelece que esses montantes são repercutidos pela totalidade dos consumidores de energia elétrica no território nacional, constituindo encargos respeitantes ao uso global do sistema a incorporar como componentes permanentes da tarifa UGS.
No caso de a cessação dos CAE relativos a um produtor conferir à entidade concessionária da RNT o direito a compensações correspondentes a CMEC negativos ou a ajustamentos anuais ou ajustamento final negativos, os respetivos montantes pagos por cada produtor devem ser repercutidos para posterior redução da tarifa UGS, de forma a garantir uma repartição equitativa entre todos os consumidores do sistema elétrico (n.º 3).
Refletindo-se os CMEC na estrutura da tarifa UGS, podem os CMEC positivos serem considerados tributos de natureza unilateral suscetíveis de serem reconduzidos à figura das contribuições especiais.
Resumindo a descrição da evolução recente do sistema elétrico nacional pode afirmar-se que a produção de energia elétrica em Portugal assentou na existência de contratos de aquisição de energia de longo prazo (CAE), celebrados, numa relação de exclusividade, entre cada centro electroprodutor e a entidade concessionária da RNT que a liberalização verificada no setor elétrico, quer pela via da escolha do comercializador, quer pela abertura da atividade da produção de energia à concorrência, ditou a reformulação do respetivo modelo de organização, tendo o mecanismo criado pelo Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, permitido a cessação dos contratos de aquisição de energia (CAE) que, respeitando as condições contratualmente estabelecidas, visou manter o equilíbrio contratual subjacente a tais contratos [19].
Numa formulação sintética, dir-se-á que a mecânica de atuação dos custos de manutenção do equilíbrio contratual (CMEC) permite a participação das centrais anteriormente detentoras de CAE nas diversas modalidades de contratação de energia elétrica [20].
Dessa participação em mercado é gerada uma receita correspondente que pode estar acima ou abaixo da receita que seria obtida pela aplicação dos CAE. Os CMEC ajustam os diferenciais de receita que se venham a apurar, central a central, nos seguintes termos simplificados:
– Receita de mercado inferior à do CAE: Se a receita da central com a participação em mercado for inferior à que obteria pela aplicação do CAE respetivo, a revisibilidade atua no sentido de cobrir a diferença entre o valor obtido em mercado e o que seria decorrente da aplicação do modelo de contrato a longo prazo. Este valor é um encargo do sistema, sendo perequado por todos os consumidores de energia, através da tarifa de uso global do sistema.
– Receita de mercado superior à do CAE: Se a receita da central com a participação em mercado for superior à que obteria pela aplicação do CAE respetivo, a revisibilidade atua no sentido de retirar a diferença entre o valor obtido em mercado e o que seria decorrente da aplicação do modelo de contrato de longo prazo, aplicando-o como um valor a deduzir aos encargos do sistema elétrico, através da tarifa de uso global do sistema [21].
Como se faz notar no estudo que se acompanha, «os custos resultantes da aplicação dos CMEC são distribuídos por todos os consumidores de energia», constituindo uma contribuição financeira.
Convirá ainda reter que a existência de CMEC ou CAE corresponde à existência de um modelo de maior previsibilidade (e, por isso, menor risco) para os agentes [22]. Com a aplicação destes mecanismos, os electroprodutores beneficiam de uma evidente vantagem pois têm asseguradas condições de operação até ao final do longo prazo contratual com um risco praticamente inexistente de cessação da atividade.
A este propósito, Susana Tavares da Silva, depois de lembrar que os custos da transição para a concorrência ou de manutenção do equilíbrio contratual são repercutidos na tarifa, sendo, em última instância, suportados pelos consumidores finais, refere que o reconhecimento destes custos tem sido apontado pela doutrina como um fator de desequilíbrio e de atraso na implementação de um mercado no setor, pois não só é responsável pela não descida das tarifas, como ainda coloca as empresas que a eles têm direito numa posição de superioridade face a novos operadores [23].

3. Das questões relacionadas com a cláusula 21.ª do CAE de Sines
3.1. Da cláusula 21.ª do CAE de Sines
Em 26 de Setembro de 1996 a REN – Rede Elétrica Nacional, S.A., concessionária da Rede Nacional de Transporte, como compradora, e a CPPE – Companhia Portuguesa de Produção de Eletricidade, S.A., como produtora e vendedora, outorgaram um contrato de aquisição de eletricidade da capacidade total, em potência e energia dos Grupos 1 a 4 da Central Electroprodutora de Sines, considerando-se iniciado em 1 de janeiro de 1995 e tendo o seu termo em 31 de dezembro de 2017 (aqui abreviadamente designado como CAE de Sines).
Neste contrato estipulou-se, além do mais, o seguinte:
«21. ALTERAÇÕES NAS CIRCUNSTÂNCIAS
21.1. Alterações Relevantes
21.1.1. Se depois da assinatura deste Contrato, o Produtor:
(a) ficar obrigado a pagar ou ficar sujeito a Impostos Relevantes que à data da assinatura deste Contrato não existissem ou não afetassem o Produtor; ou
(b) sofrer um aumento nos custos,
em qualquer dos casos, devido:
(i) à introdução, imposição, cobrança ou tributação de qualquer Imposto Relevante e/ou aumento da taxa à qual qualquer Imposto Relevante é tributado; e/ou
(ii) a qualquer alteração na legislação ou na prática, pública e corrente, de qualquer autoridade fiscal, relacionada em qualquer dos casos com Impostos Relevantes; e/ou
(iii) a qualquer outra alteração na base de tributação de qualquer Imposto Relevante que seja adversa para os interesses financeiros do Produtor; ou
21.1.2. Se depois da assinatura deste Contrato o Produtor:
(a) deixar de ser obrigado a pagar ou fique isento de qualquer Imposto Relevante; ou
(b) vier a beneficiar de uma redução dos custos,
em qualquer dos casos devido:
(i) a um Imposto Relevante que deixe de ser considerado ou tributado; e/ou
(ii) a uma diminuição na taxa de tributação de um Imposto Relevante; e/ou
(iii) a uma alteração da legislação ou na prática, pública e corrente, de qualquer autoridade fiscal, relacionada em qualquer dos casos com Impostos Relevantes; e/ou
(iv) a qualquer outra alteração favorável na forma de tributação de qualquer Imposto Relevante,
e desde que (no caso das cláusulas 21.1.1 e 21.1.2 acima) tais alterações produzam Efeitos Materiais, de acordo com os critérios definidos para efeitos desta cláusula no Anexo II, então as cláusulas 21.2 a 21.5 devem produzir efeitos.
Para os objetivos desta cláusula e do Anexo 11 qualquer situação que caiba nas cláusulas 21.1.1 e 21.1.2 acima mencionadas é uma Alteração Fiscal Relevante (expressão que inclui os efeitos financeiros de tais alterações sobre o Produtor).
21.2. Notificação das Alterações
Cada parte deve notificar prontamente a outra por escrito, informando-a detalhadamente sobre a ocorrência ou existência de qualquer das circunstâncias referidas na cláusula 21.1 de que tenha conhecimento, ou depois de isso lhe ter sido solicitado por escrito pela outra parte.
21.3. Isenções e Transferência de Custos
21.3.1. Para os objetivos desta cláusula 21 assume-se que à data de Início do Contrato o Produtor está isento do pagamento dos seguintes impostos, contribuições e taxas;
(a) Imposto sobre Produtos Petrolíferos (Dcc. Lei 291-A/9I);
(b) Contribuição Autárquica;
(c) Taxa de utilização da água de refrigeração da Central.
21.3.2. Se o Produtor vier a ficar sujeito ao pagamento de qualquer dos impostos contribuições e taxas mencionados na cláusula 21.3.1, o seu efeito será incluído no cálculo do Encargo de Potência ou no Encargo de Energia, conforme os casos.
21.4. Correções ao Contrato
Se o Produtor (no caso das cláusulas 21.1.1 e 21.3) ou a RNT (no caso da cláusula 21.1.2) através de notificação à outra parte assim o decidirem, o cálculo do Encargo de Potência e/ou do Encargo de Energia, deve ser corrigido de acordo com os procedimentos e princípios relevantes definidos no parágrafo 10 do Anexo 11, assegurando, tanto quanto possível, que o Produtor fica na mesma situação financeira em que estaria se não tivesse ocorrido nenhuma Alteração Fiscal Relevante, segundo este Contrato.
21.5. Disposições Adicionais
21.5.1. Na aplicação da cláusula 21.4 pode ser acordado ou determinado que, por efeito de uma Alteração Fiscal Relevante as correções ao Contrato possam ser feitas numa base anual.
21.5.2. Na medida em que o impacto financeiro de uma Alteração Fiscal Relevante sobre o Produtor, ou seus Associados, dependa da forma como os impostos são aplicados sobre as atividades de outros Associados, Subsidiárias ou “Holdings”, o Produtor deverá esforçar-se para assegurar de forma razoável que os acordos sobre distribuição de impostos entre os seus Associados ou Subsidiárias ou “Holdings’, conforme os casos, sejam justos para a RNT (tendo em atenção esta cláusula 21).
21.5.3. As partes concordam e devem cooperar para assegurar que, como alternativa à troca direta da informação necessária para a implementação ou verificação da implementação adequada desta cláusula 21, tal informação (ou um certificado em relação com ou para as consequências daí em diante relevantes) pode ser trocada entre os respetivos auditores, sujeita à definição de limites de utilização ou divulgação pelo auditor recetor, equivalentes aos requeridos quando da receção de informação confidencial por terceiros, segundo a cláusula 28 deste Contrato.
21.5.4. Na medida em que uma Alteração Fiscal Relevante possa ser evitada ou o seu efeito mitigado por uma Alteração nas Práticas de Operação ou por uma Modificação, de acordo com o Anexo 11, as partes acordam que a RNT pode propor que essa alteração seja considerada uma Modificação, para os efeitos do Anexo 11, devendo então esta cláusula 21 ser aplicada em conformidade.
21.5.5. O Produtor deve desenvolver todas as ações possíveis no âmbito da sua competência, na medida do razoável, para minimizar qualquer acréscimo do Encargo de Potência ou do Encargo de Energia, como resultado da aplicação das cláusulas 21.3 ou 21.4.
O regime de alterações de circunstâncias estabelecidas pelas partes consta do Anexo 11 do CAE, reproduzindo-se, pela sua importância, os pontos 1. e 2.:
1. DEFINIÇÕES
1.1. Para os objetivos deste Anexo e a não ser que o contexto o exija de modo diferente, as seguintes expressões devem ter o seguinte significado:
“Quantia Mínima de Aplicabilidade”
No primeiro Ano de Exploração
(a) para os objetivos do parágrafo 1.3, é igual a um sexto do valor médio estimado para EFm tal como determinado no Parágrafo 2 do Anexo 1, nos doze meses imediatamente anteriores à Alteração de Custos aplicável ou à Alteração Fiscal Relevante, conforme os casos; e
(b) para os objetivos do parágrafo 4.5, é o valor médio estimado para EFm tal como determinado no Parágrafo 2 do Anexo 1, nos doze meses completos imediatamente anteriores à relevante Alteração de Legislação;
e em cada Ano de Exploração subsequente:
a quantia relativa ao Ano de Exploração anterior, ajustada através do “Índice de Preços no Consumidor, total com exclusão da habitação no continente”, publicado pelo Instituto Nacional de Estatística no Boletim Mensal de Estatísticas, verificada no período dos últimos doze meses que termina em fim de setembro do Ano de Operação anterior.
“Alteração nos Custos”
(a) qualquer acréscimo ou decréscimo nos custos do Produtor, sejam de capital, sejam de perda de receitas, incluindo os da descontaminação do Sítio antes da Data de Fim do Contrato, relacionados com:
(i) a operação e manutenção da qualquer Grupo ou da Central; ou
(ii) as obrigações do Produtor, definidas neste Contrato; ou
(b) qualquer alteração no rendimento de um Grupo; ou
(c) qualquer acréscimo ou decréscimo nas receitas provenientes da produção de energia elétrica na Central,
na medida em que tal variação resulte de uma Alteração Relevante de Legislação;
“Alteração de Legislação”
após a Data de Início de Contrato:
(a) a promulgação de uma nova lei ou Diretiva, por uma Autoridade Competente; ou
(b) a modificação de uma lei ou Diretiva já existente, por uma Autoridade Competente; ou
(c) o início da produção de efeitos práticos de uma lei ou Diretiva já existente, de uma Autoridade Competente; ou
(d) a entrada em vigor de novos padrões legais operacionais desde que estabelecidas a partir da Data de Início do Contrato; ou
(e) a alteração na interpretação de uma lei obrigando ambas as partes;
(f) qualquer adenda, correção ou substituição no Anexo 6;
(g) o cumprimento de qualquer lei ou Diretiva que, até 5 dias antes da Data de Início de Exploração, não era obrigatório, ou qualquer alteração ao modo ou grau de cumprimento que era exigido;
(h) o exercício, pela RNT, pela Entidade Planeamento ou qualquer outra Autoridade Competente, de algum direito regulamentar conduzindo à retirada de serviço ou a restrição no funcionamento dos Grupos ou da Central, de acordo com as cláusulas 23 ou 24.
“Alteração nas Práticas de Operação”
uma alteração nas políticas ou práticas adotadas pelo Produtor em ligação com a produção de energia elétrica na Central (incluindo uma alteração na qualidade do combustível utilizado), que não envolva nenhuma Modificação.
“Modificação”
uma ampliação, modificação, alteração, substituição ou renovação da Instalação ou do equipamento constituinte de um Grupo ou de qualquer outra instalaçã
Anotações
Legislação: 
DL182/95 DE 27/07 ART3 ART4 A) ART7 ART8 ART9 ART13 ART14 ART15; RCM63/2003 DE 28/04; DL185/2003 DE 20/08; DL240/2004 DE 27/12 ART1 ART2 ART3 ART4 ART5 ART9 ART10; L52/2004 DE 29/10; DL442-C/88 DE 30/11; DL287/2003 DE 12/11 ART8; DL29/2006 DE 15/02 ART61 N3; LGT ART29 N3; DL178/2003 DE 05/08; DL120/73 DE 23/03; DL270/71 DE 19/06; L2030 DE 22/06/1948; CCIV66 ART892 ART1157 ART1524 E SS ART1527 ART1538 N1; DL280/2007 DE 07/08; DL6/90 DE 03/01 ART1 ART6 ART7.
Divulgação
Data: 
01-02-2018