Sueli Montenegro, da Agência CanalEnergia, de Brasília, Regulação e Política 12/09/2016 

O consumidor brasileiro vai levar mais de três anos para superar o custo do impacto da Medida Provisória 579 sobre o caixa das distribuidoras, e mais oito anos para pagar as indenizações remanescentes do processo de renovação das concessões de geração e transmissão em 2013. Ironizada no mercado como o 11 de setembro do setor elétrico, a MP completou quatro anos no último domingo com um balanço nada positivo, que aponta o pacote de medidas de redução da conta de energia como pivô do aprofundamento dos efeitos da crise hídrica, que começava a influenciar a alta de preços da energia em 2012.
Em abril de 2020, acaba a bolha da Conta ACR, quando finalmente for zerado o pagamento dos empréstimos negociados pelo governo com bancos públicos e privados para a cobertura dos custos adicionais das distribuidoras com compra de energia. O total contratado, de mais de R$ 21 bilhões, atingiu em 2016 a R$ 39,1 bilhões, considerando o custo financeiro da operação.
O efeito na conta do consumidor das indenizações de geração e transmissão que ainda não foram pagas vai se prolongar até 2024. Ele entrará como despesa da Conta de Desenvolvimento Energético embutida na tarifa de uso do sistema, que pesa mais para a indústria que para o consumidor atendido em baixa tensão.
O diretor da Thymos Energia, Ricardo Savoia, lembra que a medida provisória foi um sinal equivocado do governo, que ao reduzir em média 20% da tarifa incentivou o aumento do consumo de energia elétrica, quando  o cenário exigia o uso racional.  “Naquele momento, o sinal era de reduzir, não de gastar. Em 2012, era perceptível o aumento do despacho térmico e a deterioração dos reservatórios”, destaca Savoia.  A geração a pleno vapor do parque térmico perdurou por três anos.
Editada em setembro de 2012, a MP 579 desencadeou uma série de acontecimentos. Havia a expectativa sobre qual seria o modelo de renovação das concessões de usinas hidrelétricas com vencimento entre 2015 e 2017. A decisão envolvia empreendimentos com quase 13 GW de potência instalada, cuja energia seria incluída em regime de cotas. 
Ao contrário do que esperava a indústria, a energia foi destinada apenas ao consumidor do mercado regulado, a um custo médio que passou de um valor próximo de R$ 100/MWh para R$ 32,89/MWh. Parte das concessões não foi renovada, já que Copel, Cesp e Cemig consideraram mais vantajoso vender a energia descontratada no mercado de curto prazo, a um Preço de Liquidação das Diferenças que bateu na casa dos R$ 822/MWh. Isso  levou à exposição bilionária das distribuidoras, que tiveram de contratar cerca de 3 GW médios no mercado à vista para substituir o montante descontratado.
“Se você olhar dentro da parcela de energia das distribuidoras, hoje os valores [resultantes do custo da subcontratação] representam quase R$ 40/MWh, que ficarão na tarifa de energia até 2019”, pontua o diretor da Thymos. Ele afirma que a primeira audiência pública para tratar da renovação das concessões aconteceu em 2008, e acredita que se o governo tivesse sinalizado na ocasião qual seria o caminho os geradores teriam se preparado para a renovação, até mesmo para competir em um eventual  processo licitatório. “A Thymos sempre coloca que se deveria ter feito uma licitação transparente. Faria pelo menor preço, desde que não fosse a toque da caixa.”