O secretário de Estado da Energia, João Galamba, diz que se criou a falsa expectativa de que os concursos para as novas concessões da distribuição eléctrica em baixa tensão seriam uma "grande oportunidade de receita" para as autarquias. Frisa que a preferência do Governo vai para uma concessão única nacional, semelhante ao modelo actual, e que espera que os municípios percebam que "têm a ganhar com uma concessão única". Não fecha a porta à construção da barragem do Fridão, no Tâmega "se for viável" o armazenamento e, sobre ressuscitar o projecto de Girabolhos, no Mondego, diz que é uma análise que se fará "nos próximos meses". Quanto ao encerramento das centrais a carvão do Pego em 2021, e de Sines em 2025, garante que a decisão será tomada perto das datas e que dependerá do crescimento das renováveis e do armazenamento, bem como do reforço da interligação com Espanha.

O secretário de Estado da Energia, João Galamba, diz que se criou a falsa expectativa de que os concursos para as novas concessões da distribuição eléctrica em baixa tensão seriam uma "grande oportunidade de receita" para as autarquias. Frisa que a preferência do Governo vai para uma concessão única nacional, semelhante ao modelo actual, e que espera que os municípios percebam que "têm a ganhar com uma concessão única". Não fecha a porta à construção da barragem do Fridão, no Tâmega "se for viável" o armazenamento e, sobre ressuscitar o projecto de Girabolhos, no Mondego, diz que é uma análise que se fará "nos próximos meses". Quanto ao encerramento das centrais a carvão do Pego em 2021, e de Sines em 2025, garante que a decisão será tomada perto das datas e que dependerá do crescimento das renováveis e do armazenamento, bem como do reforço da interligação com Espanha.

Quais são as implicações do chumbo dos reguladores de Espanha e França ao gasoduto dos Pirenéus? Estão ameaçadas as aspirações nacionais de exportação de gás natural?
Não comprometeu necessariamente a interligação e a ideia de Portugal de criar uma alternativa ao fornecimento da Rússia. Obviamente causa algum atraso, mas o facto de não ter havido acordo entre os três porque a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) manteve a decisão de que o projecto era prioritário fez com que a decisão agora passe para a agência europeia de reguladores, a ACER e é nessa sede que tentará encontrar uma solução.

A decisão será vinculativa?
A decisão tomada nesse âmbito, sim. A ACER vai mediar e procurar alternativas. Portugal fará todo o possível para que o projecto se mantenha; independentemente do que tenham dito os dois reguladores é um projecto de interesse comum, continua a ser prioritário para os objectivos da União Europeia, e nós mantemo-nos alinhados com as prioridades europeias.

A última palavra cabe ao Estado concedente, portanto, mesmo que os reguladores mantivessem as suas reservas, se Espanha e França quisessem verdadeiramente poderiam prosseguir com o projecto?
Sim. 

O Governo já tomou alguma decisão sobre a legalidade do corte de 140 milhões de euros aos ganhos dos produtores de renováveis?
Ainda não enviámos o pedido de parecer à Procuradoria-geral da República (PGR), mas iremos fazê-lo brevemente.

E se o parecer vier no sentido de que o corte não tem sustentação jurídica, que alternativa é que o Governo tem para fazer face àqueles 140 milhões de euros que já foram contabilizados nas tarifas?
Como vivemos num Estado de direito, se o parecer for negativo e disser que [o corte] não cumpre a lei, não há nenhuma alternativa para suprir esses 140 milhões de euros.

Portanto tem de reconhecer que há esse valor por pagar à EDP Serviço Universal?
Exactamente.

Como vê a possibilidade de o Estado regressar ao capital da REN?
Não comento.

A EDP foi para tribunal tentar impugnar o corte de 285 milhões de euros aos ganhos que lhe foi imposto pelo seu antecessor, Seguro Sanches. Como vê o impacto desta decisão?
Esta decisão está alicerçada num parecer do Conselho Consultivo da Procuradoria-geral da República e em pareceres da ERSE e da DGEG e não temos dúvidas quanto à sua legalidade.

Sobre os anunciados leilões do solar, que garantias é que tem que os preços de mercado vão manter-se sempre superiores à tarifa administrativa e que os consumidores não vão ficar amarrados a custos excessivos durante os 15 anos dos contratos?
Garantias absolutas nunca poderemos ter, mas temos indícios muito fortes de que isso irá acontecer porque até 2030 é expectável que a produção de electricidade de origem fóssil, essencialmente o gás, fechará sempre o preço do mercado ibérico, e com a evolução da taxa de carbono e o fim de algumas isenções fiscais que as energias fósseis ainda têm hoje não é expectável que o preço desça. Neste momento não existe nenhum benchmark ou estudo que indique que os preços possam baixar dos 45 euros, em média.

Quantas entidades pensa que vão apresentar-se a leilão?
Esperamos uma participação muito forte. Neste momento temos 5 mil megawatts (MW) de pedidos de licença ou em processo de licenciamento ou que deram entrada agora. Isto não inclui pedidos que ainda possam chegar quando forem conhecidos os detalhes concretos do leilão. Vamos leiloar 1350 MW e eu diria que a procura é francamente superior.

Quantos projectos estão neste momento licenciados?
Há 45 projectos licenciados e 220 processos em licenciamento. Os projectos que por qualquer razão possam entrar agora porque há capacidade de rede, alguns no norte, serão aprovados. A partir do momento em que aprovarmos a legislação sobre os leilões, todas as novas licenças serão por essa via.

E esses outros pedidos que ainda não foram licenciados, o que é que lhes acontece até ao leilão? São limpos do sistema?
Não. Há várias situações. Há quem aguarde licença e já tenha pago caução e esses, assim que houver disponibilidade de rede têm direito à licença, e depois há aqueles que estão em processo de licenciamento e ainda não adquiriram direitos. Todos os promotores serão consultados e aqueles que manifestarem vontade participarão no leilão. Isto acontecerá apenas uma vez, no primeiro leilão, quando forem conhecidas as condições. Neste momento há cerca de 1200 MW já licenciados e quase 500 MW que estão hierarquizados, porque participaram no sorteio feito em 2018. Queremos dar-lhes a possibilidade de optarem pelas condições do leilão porque é uma maneira de que os projectos com dificuldades de financiamento possam avançar mais rapidamente ou sair do papel. Mas quanto àqueles que estão hoje por construir seremos muito rigorosos nos pedidos de prorrogação de prazo. Estas só serão dadas aos projectos que não se iniciaram por razões comprovadamente alheias à vontade dos promotores.

"O Governo não governa para os comercializadores"

A fiscalização às licenças já emitidas terminou?
Ainda não, mas já temos um retrato da situação.

E as suspeitas que tinha de várias situações de especulação, confirmam-se?
A especulação não é crime, portanto o nosso objectivo foi sobretudo avaliar a capacidade de concretização da generalidade dos projectos. O que sabemos é que alguns serão efectivamente concretizados, nomeadamente os que conseguiram negociar um PPA [contrato de venda de energia com um comprador específico].

Quantos?
São alguns. É uma quantidade significativa. Outros têm mais dificuldade e terão a opção de migrarem para os leilões, para conseguirem condições de financiamento.

Mas os ditos especuladores estão nessa categoria?
Muitos especuladores já venderam a licença e os projectos. A introdução dos leilões e a opção de migrar para a tarifa fixa (que também traz condições mais exigentes de realização do investimento) é uma forma de destrinçar entre quem tem licenças mas não tenciona fazer nada com elas e aqueles que têm, querem investir, mas não conseguem. 

E aos primeiros o que é que pode acontecer?
Não existe nada que possamos fazer senão esperar que a licença caduque. Não temos nenhum instrumento para anular licenças. Já agora, também quero dizer que sei que há alguma preocupação por parte dos comercializadores relativamente aos leilões com tarifa fixa por razões evidentes; porque todos preferiam poder contratar PPA directamente com os produtores e por isso a tarifa fixa pode ser negativa para a sua estratégia. Como é evidente, o Governo não governa para os comercializadores e também não governa contra. Relativamente aos leilões, o que vemos quer no caso da atribuição da tarifa fixa, quer no caso da venda em mercado com o pagamento de uma contribuição do produtor para abater à tarifa de uso global do sistema, é que este é um mecanismo que garantirá uma baixa de preços para os consumidores. Vamos fazer uma pré-qualificação antes de cada leilão em que serão os próprios promotores a escolher em qual querem participar, o que nos permitirá saber exactamente o volume total de procura para cada um deles. Não só é um processo concorrencial, como haverá uma consulta ao mercado. Obviamente que os comercializadores preferiam que todos os promotores dissessem que não preferiam tarifa garantida, mas a minha convicção é que isso não irá acontecer. E nós não podemos, para agradar aos comercializadores, ir contra a vontade dos investidores.

Biomassa recua, barragens podem regressar 

Sobre o regime de ajudas de Estado aprovado recentemente por Bruxelas para a biomassa, já tomou alguma decisão?
Não iremos avançar com nenhuma dessas centrais. Estavam pensadas quatro, num total de 60 MW. Não iremos construir porque em consultas com o sector da floresta percebemos que não há biomassa suficiente em Portugal para viabilizar aquelas centrais e a sua construção até podia pôr em causa a viabilidade das já existentes. Entendemos que há alternativas que permitem a mesma valorização da biomassa, que criam a mesma dinâmica na gestão das florestas e limpeza dos matos e que são as centrais térmicas para a produção de calor e frio. São menores, menos exigentes em termos de biomassa e mais adaptadas à lógica descentralizada, próxima dos pontos de recolha, que estava subjacente à ideia original.

Há investidores interessados nestas centrais?
A DGEG ainda está a fazer uma avaliação das tecnologias existentes e há um programa do secretário de Estado das Florestas para ecopontos de recolha. Vamos-nos articular com as Florestas para ver da viabilidade deste projecto. A ideia é que as centrais fiquem associadas a centros de consumo elevados sobretudo no interior, como piscinas municipais, pequenos parques industriais, hospitais ou hotéis. A ideia é que, num dos avisos a lançar futuramente no POSEUR [programa operacional sustentabilidade e eficiência no uso de recursos], se possa dar início a este projecto, mas salvaguardando sempre o objectivo inicial de valorização da biomassa florestal.

O regime de ajudas de Estado pode ser usado aqui?
Estamos a estudar se faz, ou não, sentido dar algum tipo de bonificação. Avaliaremos a pertinência de usar parte das ajudas de Estado para tornar mais barato o acesso à energia produzida por estas centrais. Se forem apoiadas pelo POSEUR não podem ter tarifas bonificadas.

A central a carvão de Sines pode encerrar em 2025, a do Pego em 2021 quando acabar o CAE, e a central a gás da Tapada do Outeiro, em 2024. Ao mesmo tempo vamos ter mais renováveis a entrar no sistema. Precisamos de investimento em centrais térmicas?
Em novas centrais térmicas, não. 

Como é que se garante que não vamos ter problemas com a intermitência das renováveis?
A data concreta de encerramento de todas essas centrais dependerá da evolução do nosso sistema electroprodutor, nomeadamente do reforço de capacidade renovável, do reforço da interligação com Espanha e da rapidez com que se possa desenvolver a questão do armazenamento. Penso que neste momento o armazenamento, que é um tema central para a segurança do abastecimento num sistema com forte penetração de renováveis, não é tanto uma questão da evolução tecnológica ou de preço da tecnologia, mas sim de enquadramento regulamentar. Assim, iremos começar a trabalhar em breve na criação desse enquadramento. O armazenamento é essencial para dar flexibilidade à rede, que também procuraremos assegurar com a gestão activa da procura, possível com a criação de redes inteligentes. Os timings concretos sobre a saída de Sines [do sistema] dependerá um pouco da evolução de todas estas matérias.

Os accionistas da central do Pego (a Endesa e a Trustenergy) dizem que estão prontos para encerrar em 2021, mas que a decisão cabe ao Governo. O Governo já decidiu?
Ainda não temos datas concretas. A avaliação tem de ser feita mais próxima da data, para decidir se pode ou não fechar nesse ano.

O Programa Nacional de Investimento tem verbas destinadas para projectos-piloto de armazenamento. É por aí que a sua introdução vai avançar?
Exactamente. No Roteiro de Neutralidade Carbónica, a massificação do armazenamento só surge perto de 2030, mas tenho expectativas que isso aconteça muito antes. Falta o enquadramento; temos de perceber onde fica, quem o controla e de que modo será remunerado. Essa parece-nos ser a condição essencial para que possa crescer em Portugal.

Estamos a falar de baterias?
A única capacidade de armazenamento que temos neste momento são as barragens e no PNEC [Plano Nacional Energia e Clima] está previsto um reforço da capacidade hídrica para além da cascata do Tâmega [três barragens da Iberdrola em construção e uma da EDP suspensa] e é uma matéria que terá de ser decidida até Abril. Se possível gostávamos de ter mais capacidade de armazenamento.

Isso significa licenciar novas barragens?
Há uma barragem prevista que é o Fridão [EDP] e temos de decidir até Abril se é ou não construída, não temos ainda a decisão tomada. Mas todo o armazenamento que possamos ter em Portugal é bem-vindo e se for viável ter Fridão com armazenamento, teremos. 

E Girabolhos [Endesa] poderia ressuscitar?
É uma análise que faremos nos próximos meses.

Está em cima da mesa?
Temos de tomar uma decisão até Abril, olharemos nos próximos meses para esta questão.

A outra forma possível de armazenamento são as baterias?
Sim, mas também podemos usar o hidrogénio. Há várias tecnologias e queremos usar os fundos europeus para promover projectos desta natureza.

Este tipo de projectos ficaria associado à rede de transporte [da REN, que também tem a gestão técnica do sistema] ou de distribuição?
O operador de transporte não pode comercializar energia. 

Sim, mas o armazenamento insere-se no âmbito da comercialização?
Essa é a questão principal sobre o armazenamento, é saber onde fica, se é na rede e em que rede, se são agentes de armazenamento autónomos, são essas questões que abordaremos. Temos plena consciência que o armazenamento é central nesta nossa estratégia.

Como está o tema da taxa de ocupação do subsolo (a TOS, cobrada nas facturas de gás natural)?
Esse processo será conduzido pelo Ministério da Administração Interna, que tem a tutela das autarquias, em articulação com o meu gabinete. Estamos a tratar do tema.

Em que fase está?
Neste momento temos de definir as taxas e todo o enquadramento regulatório, porque são taxas municipais. Temos de criar um regime para essas taxas. 

Mas havia por um lado o objectivo de harmonizar as taxas cobradas pelos municípios...
Harmonizar e definir valores máximos.

…e, por outro, passar o encargo dos consumidores para as distribuidoras de gás.
Sim, ainda está tudo em avaliação.

Admitem recuar na parte das distribuidoras?
Em princípio não, mas as taxas terão que ser baixas. Não é do interesse do secretário de Estado da Energia, e penso não ser também do interesse dos autarcas que lançam essas taxas, levar as distribuidoras à falência. É preciso equilíbrio, é uma equação em que há vários interesses legítimos que têm de ser acautelados e serão.

O trabalho fica concluído este ano?
A autorização legislativa é para que legislemos este ano, portanto, sim.

Partir a concessão da baixa tensão traz "riscos"

Sobre as concessões da distribuição da electricidade em baixa tensão, o estudo que queria encomendar já foi pedido?
A informação que tenho é que a DGEG vai contactar em breve as três entidades que irá consultar para fazer o estudo. Mas como já disse o senhor ministro do Ambiente no Parlamento, pesados todos os riscos, a preferência do Governo é para uma concessão única nacional, embora a decisão seja das autarquias.

O discurso anterior do Governo era o de que ia haver concorrência na distribuição de electricidade, agora o que nos diz é que é melhor uma concessão única.
Sim, a concorrência vem do concurso público. É num concurso público em que todos podem participar que existe concorrência. Não vejo no que é haver três concessões [o Governo pediu à ERSE para fazer uma proposta de áreas geográficas de concessão e a ERSE propôs três], três monopólios regionais, promove a concorrência. Um monopólio é um monopólio, seja nacional ou regional.

No seu entender deverá atribuir-se a concessão a um único operador?
Exactamente, e o factor concorrência verifica-se pelo facto de haver um concurso público. Neste momento a decisão tem de ser tomada pelos municípios, que espero que percebam que eles próprios têm a ganhar com uma concessão única. Se partirmos a concessão há riscos, como a própria ERSE identifica, de pressão sobre os preços. Penso que nenhum consumidor de electricidade entenderia que uma rede que funciona a nível nacional e que assegura a coesão territorial e a uniformidade tarifária fosse posta em causa. A rede única nacional demonstrou permitir redução de custos e boa qualidade de serviço e por isso, aquilo em que nos deveríamos focar, é na melhoria da qualidade da concessão e não em alternativas à concessão que existe.

O actual operador (a EDP Distribuição) não sai beneficiado à partida no processo?
Não me parece que saia. E se sair, sairia tanto nesta situação como na situação de haver três concessões. Eu não tenho essa ideia, acho que vai ser um concurso aberto, onde todos participarão com as melhores propostas e a melhor e que pagar mais, em princípio ganhará. Quando falei há pouco na melhoria da concessão referia-me às duas principais pretensões dos municípios. Muitos deles querem ter a gestão da iluminação pública e a ideia seria dar-lhes a opção de a retirarem da concessão, se o entendessem. Mas o ponto mais importante aqui, e que corresponde a uma insatisfação dos autarcas que é inteiramente compreensível, é a de que há pouca capacidade de intervenção dos municípios nos investimentos de âmbito municipal que o operador da rede em baixa tensão tem de realizar. O importante na melhoria da actual concessão será criar um modelo de maior envolvimento dos municípios ou comunidades intermunicipais com um mecanismo em que possam controlar, avaliar e autorizar os investimentos a realizar.

Vão lançar o concurso em 2019?
Temos de falar com os municípios para perceber o que pretendem. Penso que houve problemas de informação no início e criou-se uma expectativa de que isto podia ser uma grande oportunidade de receita para os municípios, mas não é.

Quem é que criou essa expectativa?
Eu não fui certamente, nem foi ninguém deste Governo. Isso não vai acontecer porque cada euro a mais para os municípios é um euro a menos para os consumidores pois as rendas da concessão vão às tarifas. Não estamos a falar aqui de nenhuma mina de ouro, nem de nenhuma oportunidade de os municípios aumentarem significativamente as suas receitas. O que está em causa é que temos uma rede que funciona e uma oportunidade de melhorar a concessão e é nisso que nos devemos concentrar, sobretudo na parte de dar mais poder e capacidade de intervenção aos municípios.