Mercado livre já calcula prejuízo de R$ 5 bi com redução no consumo

Um calculo inicial dos comercializadores estimava que se a queda no consumo de energia no mercado livre fosse de 10%, em razão da pandemia do coronavírus, o prejuízo ficaria na faixa de R$ 200 milhões por mês. Os impactos se mostraram muito mais severos, e agora, com a redução da demanda em quase 20%, o cálculo do prejuízo chega a R$ 5 bilhões, se for considerado o impacto para todo o ano de 2020. O número já tinha sido apontado na semana passada pelo repórter Mauricio Godoi.

“As empresas, com muita dificuldade no mercado livre, estão suportando esse prejuízo, respeitando os contratos com os consumidores, em uma posição bastante desfavorável”, afirma o presidente executivo da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, Reginaldo Medeiros.

A dificuldade é resultado de uma situação que nunca foi pensada pelos agentes econômicos, que é todos os consumidores reduzirem o consumo simultaneamente, usando ao mesmo tempo todas as cláusulas contratuais de flexibilidade. “O mercado , quando ganha flexibilidade, ganha nos dois sentidos. Ora os consumidores consomem mais do que o contratado, ora consomem menos. Agora, essa situação de todos ao mesmo tempo exercerem uma flexibilidade menor, ninguém prevê esse risco”, explica o executivo.

A solução para a mesma crise que impacta o ambiente de livre de comercialização segue outro caminho no mercado regulado, que inclui a contratação de um novo socorro via empréstimo bancário às distribuidoras. Para Medeiros, o decreto que regulamentou a criação da chamada Conta Covid – uma nova versão da Conta ACR – vai no sentido correto de equacionar o problema de caixa das distribuidoras.

Continua sendo importante, no entanto, tratar de forma estrutural o mecanismo de contratação de energia no mercado regulado, para evitar crises que já tornaram recorrentes. “O que precisa é continuar a reforma do setor, para resolver esse problema estrutural do mecanismo de contratação das distribuidoras, que hora deixa as empresas subcontratadas, como foi em 2014, ora deixa supercontratadas, com aconteceu agora.”

O efeito da crise é conjuntural e tende a desaparecer com a melhora do cenário, mas uma característica do modelo, que sempre precisa de uma solução emergencial quando o cenário é desfavorável, permanece. A chamada modernização do setor elétrico está há discussão há cinco anos no setor, mas há muita resistência no mercado para ajustar o modelo comercial, afirma Medeiros.

O executivo está otimista em relação à capacidade do setor de sair da crise “com uma perspectiva positiva de respeito aos contratos, para atrair investimentos no momento em que a economia voltar a crescer.” Ele volta a destacar que, para isso, é importante agora que todos possam se concentrar na importância de promover mudanças estruturais. Com perspectiva de migração para o mercado livre bem menor do que em 2014, já que praticamente todos os consumidores elegíveis já migraram, afirma, é preciso então dar prosseguimento à mudança do modelo.

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CCEE repassa R$ 538 milhões a distribuidoras para mitigar impactos da pandemia

Com a redução do consumo de energia elétrica, a receita das distribuidoras de energia foi impactada. Para auxiliar o caixa das empresas e mitigar os impactos financeiros ao consumidor, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica repassou nesta terça-feira, 19 de maio, cerca de R$ 538 milhões da Conta de Desenvolvimento Energético, conforme Medida Provisória nº 950/2020 e Despacho Aneel nº 1.343/2020. O valor repassado para as distribuidoras é composto por R$ 316,4 milhões disponibilizados pelo Tesouro Nacional e outros R$ 221,7 milhões antecipados da competência de abril dos repasses da CDE.

Na semana passada, a CCEE já havia operacionalizado o repasse do valor de R$ 207 milhões do fundo de reserva para alívio futuro de encargos. A ação foi autorizada pelo Despacho Aneel nº 986, publicado em 8 de abril de 2020 e visa reforçar a liquidez do setor elétrico em meio ao cenário de pandemia do Covid-19. As distribuidoras receberam R$ 150,9 milhões, o mesmo que 73%. Para os agentes detentores de consumo do mercado livre foram destinados R$ 56,4 milhões, os 27% restantes.

De acordo com Rui Altieri, presidente do Conselho de Administração da CCEE, as instituições do setor estão procurando alternativas para mitigar o impacto ao consumidor e manter a liquidez do mercado. Segundo ele, o repasse dos valores pela CCEE faz parte do pacote de soluções de auxílio às distribuidoras. Desde o início do pacote de apoio aos consumidores de energia elétrica, a CCEE repassou R$ 2,7 bilhões, o que tem contribuído para manter a adimplência das empresas nas operações. Na última segunda-feira, 18, por exemplo, foi realizada a liquidação financeira de cotas nuclear referente a abril, registrando 100% de adimplência por parte das distribuidoras. Nesta operação, 46 distribuidoras pagaram R$ 319,7 milhões referentes à energia produzida pelas usinas de Angra I e II.

Na liquidação de cotas de garantia física, realizada hoje, as 46 distribuidoras também tiveram 100% de adimplência, contabilizando R$ 813 milhões. A operação efetiva o pagamento para as geradoras envolvidas neste regime definido pelo governo em 2013 – são as hidrelétricas cuja concessão foi renovada ou expirada e que são alcançadas pela Lei 12.783/13.


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Governo quer isentar ajuda a distribuidoras de energia de IOF, em alívio de R$282 mi

O governo quer isentar o pacote de ajuda às distribuidoras de energia elétrica de pagamento de Imposto sobre Operações Financeiras (IOF), num alívio extra de 282 milhões de reais às empresas, afetadas pela queda da demanda em meio à pandemia do coronavírus.

A ajuda deverá sair em decreto, conforme minuta preliminar sobre a justificativa da medida vista pela Reuters.

O governo está negociando um empréstimo para as empresas de distribuição de energia, por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), para evitar impactos sobre o balanço das empresas e seu nível de endividamento.

Integram as conversas os bancos estatais BNDES, Banco do Brasil e Caixa, além de privados como Itaú e Bradesco. A operação deve envolver mais de 10 bilhões de reais.

Na prática, a diminuição a zero da alíquota da IOF dentro desse desenho irá baratear o custo do empréstimo.

"Com a redução da alíquota do IOF reduz-se o custo da operação e seu impacto sobre a tarifa de energia no futuro", argumentou a equipe econômica, na minuta.

O cálculo é que o custeio e remuneração da atividade de distribuição de energia elétrica representam cerca de 18% da tarifa, com os 82% restantes sendo ligados ao repasse destinado à compra de energia, à transmissão, encargos setoriais e impostos.

Em função do quadro de congelamento da economia por conta da pandemia de coronavírus, as distribuidoras encaram o desafio de retração do faturamento devido à forte queda no consumo e ao aumento da inadimplência.

O efeito combinado desses efeitos da pandemia sobre o mercado de energia pode ser "superior a toda a margem" das distribuidoras, sublinhou o governo, ao destacar a necessidade do pacote de ajuda.


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Previsão de GSF poderá recuar para 79,2% no ano com revisão de carga

A análise de sensibilidade aplicada à primeira revisão quadrimestral de 2020 aponta que o nível de armazenamento nos reservatórios do SIN deverá aumentar em 2,2 pontos porcentuais quando comparado ao esperado em novembro. A estimativa passa a 34%. Já o índice de GSF médio é estimado em 79,2% neste ano, ante os 80,8% esperados no início de maio. Os dados foram apresentados nesta sexta-feira, 15 de maio, em um workshop promovido em conjunto entre as entidades responsáveis pela previsão, a CCEE, ONS e EPE.

Os números finais para a revisão extraordinária ainda estão em refinamento, mas a tendência é de que possam ficar prontos nos próximos 10 dias. Assim poderão ser apresentados já na próxima reunião do Programa Mensal de Operação, marcada para os dias 28 e 29 de maio. Segundo o diretor geral do operador, Luiz Eduardo Barata, assim o comando legal de antecipar os dados em 30 dias seria atendido, já que deverá ser aplicado no PMO de junho.

Em termos de armazenamento, o destaque com essa revisão é o Sudeste, que deverá apresentar um aumento nos níveis ante a projeção anterior. Os volumes esperados para novembro são 2,6 p.p mais elevados ante a curva anterior prevista pela CCEE.

O presidente do conselho de administração da CCEE, Rui Altieri Silva, reafirmou que a perspectiva atual é de que a profundidade da redução de consumo chegou ao seu limite. Com dados de mais uma semana apresentados, a curva de consumo manteve o mesmo nível da consolidada anteriormente. A queda no SIN no período de 21 de março a 8 de maio é 15% quando comparado aos volumes registrados nos 20 dias anteriores. No ACR a retração é de 14% e no ACL de 19%.

“O consumo está bem alinhado o que mostra estabilização. Mas há duas variáveis que podem alterar isso, de um lado a liberalização do isolamento que pode elevar esse consumo e por outro lado maiores restrições como o lockdown que já acontece em algumas cidades no Norte e no Nordeste”, lembrou ele.

Inclusive, esses dados ainda não foram retratados na curva de consumo na CCEE porque começaram no final de semana. Mas a tendência, comentou o executivo, é de que não tenham impacto expressivo. Nesse sentido, continuou, seria possível notar uma inflexão dessa curva se grandes centros urbanos decretarem o lockdown ou a flexibilização das regras. Dentre as cidades que teriam essa capacidade estão São Paulo, Rio de Janeiro, Belo Horizonte, Salvador, entre outras de maior porte.

“O que nós temos de certeza é que não acertaremos 100%, são inúmeras variáveis que são muito dinâmicas, mas estamos com um nível de assertividade muito bom”, acrescentou ele.

No final de março, as entidades apresentaram os resultados da primeira revisão quadrimestral da carga onde era considerado que a economia ainda apresentaria um desempenho de estabilidade ante 2019. Já na semana passada as entidades revelaram que seria solicitada a revisão extraordinária ante as novas projeções de PIB, a análise tomou como base uma queda de 5%.

Na comparação com 2019, a revisão extraordinária levaria a carga a um patamar 2,9% menor. Na versão original do documento era previsto um crescimento de 4,2%. Agora as entidades estão trabalhando para refinar os dados e apresentá-los ao mercado com uma análise de sensibilidade contendo projeções otimista e pessimista em relação ao cenário base.

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Thiago Barral, explicou que as equipes de economia e de carga da entidade estão trabalhando para finalizar as análises de sensibilidade. Hoje o cenário base é de queda da economia de 5%, conforme apontado na semana passada. E lembrou que a EPE realiza ainda outros cenários, tanto para cima quanto para baixo desse ponto de referência.

“Quando trabalhamos o no ciclo do planejamento decenal, a gente tem o cenário de referência e de sensibilidade, a superior para testar o efeito, por exemplo, da aceleração da economia, e inferior para verificar o planejamento de leilões e de potência se o cenário base se frustrar”, esclareceu ele. “Hoje nosso cenário base para o balanço estrutural é de PIB caindo em 5% e as suas diferentes repercussões setoriais”, acrescentou.

Barral comentou que o trabalho do balanço estrutural da oferta e demanda com esse cenário está em progresso. E a partir do momento em que as equipes de economia e carga finalizarem essas sensibilidades a EPE realizará rodadas complementares. “Queremos antecipar esses resultados em relação ao cronograma usual do PDE para, justamente, apoiar o plano de recuperação com a discussão de como organizar os leilões e coisas desse tipo, entre outras medidas complementares, para apoiar a recuperação a partir do setor energético.

Para Altieri Silva, da CCEE, essa revisão veio em boa hora porque será utilizada a partir do PMO de junho, pouco antes da segunda revisão ordinária. Até lá, estimou, já será possível ter uma ideia mais cara da extensão da crise e seus impactos na economia. O que é importante para trazer estabilidade e aderência à realidade do setor elétrico.

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Redução de consumo já impactou ACL em R$ 5 bi

A retração do consumo de energia causado pela pandemia do novo coronavírus tem alcançado uma importante parcela da indústria no país. A queda no mercado livre está em cerca de 20% do consumo e em termos financeiros chega à casa de R$ 5 bilhões. Nem mesmo o cálculo que coloca um prêmio normalmente usados nos contratos está compensando a desaceleração da demanda nesse momento e o setor também tem registrado perdas. Diante dessa situação, comercializadoras vem negociando com clientes alternativas para mitigar as perdas e conseguirem encontrar uma saída para ambas as partes.
No caso da Delta Energia, afirmou o sócio Ricardo Lisboa, a empresa está sensível ao que ocorre com os clientes e afirmou que a empresa aceita discutir os contratos no caso a caso. Entre as opções que ele citou estão a redução temporária e financiamentos para o cliente pagar no momento seguinte. “Não temos como assumir a perda toda do consumidor até porque na separação de riscos dos contratos isso não era atribuição nossa, mas somos sensíveis para a atual situação”, destacou ele.
Lisboa lembrou que há diversas formas de contratos disponíveis no mercado com cláusulas de flexibilidade. Há desde opções sem esse mecanismo passando por 10%, 30% a até 100% de flexibilidade nos volumes contratados.
“Quanto mais flexível, mais eu cobro pelo produto”, definiu. “Então, assim a gente trata a distribuição de riscos dentro do contrato no mercado livre”, acrescentou ele durante o 4º webinar da edição especial do Agenda Setorial 2020, realizado pelo Grupo CanalEnergia-Informa Markets via internet em decorrência da pandemia de covid-19.
Esse mesmo comportamento foi relatado pelo presidente da BC Energia, Alessandro de Brito Cunha. O executivo que esteve nesse mesmo painel do evento afirmou que a empresa já realizou mais de 20 renegociações atendendo a pedido de clientes. A empresa trabalha com até 20% de flexibilidade em seus contratos. A partir desse patamar, comentou, a perda acaba sendo do cliente.
“Tem que imperar o bom senso nesse momento, entender as atividades que estão afetadas ou paralisadas e aqueles setores em que há reflexos econômicos em suas atividades”, explicou ele. “Nessa crise não há quem esteja ganhando, todos estão perdendo, se colocar força maior para um, isso valerá para todos e podemos ter o risco de insegurança jurídica generalizada tanto no ambiente livre quanto no regulado”, alertou.
Essa questão da instabilidade é um ponto central para o setor, argumentou o presidente da América Energia, Andrew Storfer. Em sua opinião é importante a manutenção de regras e dos compromissos porque o setor elétrico é intensivo em capital para a sua expansão e de maturação no longo prazo, por isso, se não há estabilidade é natural que haja sobrepreços para a energia.


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Renováveis: América do Sul está posicionada para liderar investimentos

A América do Sul está preparada para o boom de energias renováveis, essa é a principal conclusão de um estudo publicado pelo escritório de advocacia Ashurst sobre a transição energética. A região deverá liderar o crescimento global de investimentos nessas fontes nos próximos cinco anos. Para chegar ao resultado foram entrevistados 2.090 executivos de empresas localizadas em diferentes países do G20 sobre o mercado de energia. Em um gráfico, a região ocupa o ponto mais alto no quadrante classificado de mais altos investimentos com mais alto índice de crescimento.

O relatório, intitulado Powering Change: Energy in Transition, publicado em inglês, aponta em suas 40 páginas, que a década atual é vista como o ponto de inflexão da curva para investidores, empresas e sistema financeiro no sentido de implantar mais ações rumo à transição energética para mitigar os efeitos das mudanças climáticas. Lembra ainda que Agência Internacional de Energia Renovável prevê que US$ 110 trilhões devem ser investidos no sistema de energia globalmente até 2050 para cumprir as metas de energia renovável. E que de acordo com a Agência Internacional de Energia, pelo menos um quarto da eletricidade global já é atendida pelas diversas fontes renováveis, citando solar, eólica e a hídrica.

A pesquisa mostra que quase um quinto das pessoas pesquisadas disse que espera investir em energia renovável, transição energética e em  tecnologias de descarbonização na região nos próximos cinco anos. Além disso, investidores do G20 de dentro da região já têm aportes em empreendimentos dessa natureza. A maioria, 66%, estão no Brasil em energia eólica, solar ou em ambos, 64% dos respondentes na Argentina, com projetos eólicos, já na América do Norte, o mesmo índice verificado no México, mas para energia solar.

Outra constatação que foi reportada é que todas as modalidades de geração renovável deverão atrair investimentos, inclusive com as mais novas como a eólica offshore e biomassa. E destaca ainda que executivos nos três países apontados afirmam que pretendem realizar expansões futuras na eólica offshore, 81% dos participantes que responderam a pesquisa na Argentina disseram ter interesse nessa fonte ou já estão colocando seus recursos em projetos dessa natureza nos próximos cinco anos. No Brasil esse índice é de 70%.

Outro dispositivo que tem sido alvo de incursões globais no âmbito da transição energética é o armazenamento em baterias. Nesse ponto 75% das opiniões apontam que há investimentos ou compromissos em realizar esses aportes no período de abrangência da pesquisa.

No geral, 84% dos entrevistados desses três países disseram que investir na transição energética é essencial para seu crescimento estratégico. Na avaliação do Ashurst, apesar da instabilidade política, não seja surpresa esse posicionamento já que 83% desses executivos entrevistados disseram ter mudado sua estratégia de investimento para a transição energética nos últimos 12 meses, e continuariam a fazê-lo.

Quando questionados sobre a importância de projetos renováveis como parte da transição energética, 44% dos entrevistados no México e 42% no Brasil afirmaram ser um caminho essencial para alcançar esse patamar de mudança. Com esses índices, aponta a pesquisa, esses dois estão entre os cinco principais países do mundo.

Para o escritório, que conduziu a pesquisa, a América do Sul se destacou por conta da suas disponibilidades de irradiação solar e de recursos eólicos que proporcionam oportunidades nessas duas fontes. Ao mesmo tempo há a aceleração de investimentos em busca da descarbonização da matriz  elétrica, resultado da pressão da sociedade sobre as corporações e governos. A seu lado estão economias em crescimento no sudeste da Ásia e no norte da África, que são vistas como mercados-chave de destino de investimentos, onde se espera um crescimento significativo de fontes renováveis à medida que investidores e desenvolvedores procuram atender à demanda de energia dos países em rápida industrialização.

Além da América do Sul, apontou a pesquisa, a tendência ascendente do investimento de baixo carbono é consistente globalmente. No G20, 94% dos entrevistados esperam que o investimento de sua organização aumente nos próximos cinco anos, com o aumento médio esperado em 43% em dólares.

Com os resultados em mãos, o escritório declarou ainda que o momento atual com a pandemia deixa o cenário mais volátil e incerto para todos os mercados, especialmente energia. “Esse conjunto de dados foi capturado antes do advento da crise do COVID-19 e da forte redução nos preços do petróleo. No entanto, acreditamos que os fundamentos do mercado e as perspectivas para a transição para energia limpa permanecerão praticamente inalteradas no longo prazo”, aponta. E avalia que no pós pandemia as conclusões da pesquisa continuarão fornecerão uma referência útil para a indústria.

 

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Crise é nova oportunidade para setor ficar mais robusto, aponta PSR

Nos últimos 20 anos o setor elétrico enfrentou pelo menos outras três grandes crises antes da pandemia de covid-19. Cada uma delas deixou lições derivadas de seus impactos e até hoje o país não aproveitou esses episódios para criar um arcabouço legal e regulatório robusto para enfrentar crises futuras, evitando assim soluções urgentes para problemas urgentes em detrimento a soluções importantes. Essa é a avaliação da consultoria PSR, que vê nesta uma nova oportunidade para que se construa um arcabouço regulatório com novos instrumentos que tornem o setor mais robusto a futuras crises.

Em sua publicação mensal Energy Report, edição de abril, a consultoria fluminense abordou as três grandes crises deste século no setor. Começou com o racionamento de 2001, passou pela crise financeira do subprime e a causada pela MP 579 em 2012. Em todas houve impactos e deixaram claro que o setor brasileiro não é robusto a choques de oferta ou de demanda, e a principal causa são contratos no ACR com pouca flexibilidade e falta de instrumentos eficientes para que os agentes se adaptem às mudanças nas condições de mercado.

A PSR exemplifica ao apontar como lacuna, a não existência de uma regra no caso de um novo racionamento no país. “Não há definição se será novamente pelo consumo ou se será pelo montante contratado ou mesmo como será a alocação dos custos na cadeia. Da mesma maneira, as diretrizes para quando e como utilizar uma solução no estilo Conta-ACR não foram definidas, tendo sido necessário uma nova MP para a criação da conta covid”, aponta.

Em linhas gerais, a consultoria classifica que esta crise é mais ampla e lembra que não tem origem no setor elétrico. E por essa razão não está em seu centro, diferentemente, por exemplo da de 2001 e de 2012. A covid-19 afetou a economia como um todo e, consequentemente chegou a este setor por conta da natural – e abrupta – relação da demanda, preços baixos no mercado livre e no MCP, bem como a dificuldade das distribuidoras em arrecadar recursos por conta da inadimplência e retração de mercado.

Na análise da PSR, as principais lições aprendidas com as crises anteriores ressaltam o quão é importante a agilidade na resposta e na coordenação dos interesses envolvidos para desenvolver as propostas de solução aos impactos. Aponta que o ambiente livre de contratação possui condições de buscar soluções de mercado para se recuperar das crises, que  o excesso de intervenção no mercado pode aumentar o tamanho do problema. E ainda, destaca o fato de que postergar custos para o futuro gera distorções na alocação nos elos da cadeia.

Racionamento 2001
Quando analisa a primeira crise de sua análise, a PSR destaca que há semelhanças no que se refere à queda de demanda, que foi súbita. Além disso, lembra que com aquele evento o patamar de consumo mudou depois de ações com eficiência energética por parte dos consumidores. “Tudo indica que a crise atual também resultará em alguma redução estrutural da demanda, neste caso provocada pela queda na atividade econômica em nível mundial”, aponta a consultoria.

Contudo, destaca por sua vez que, em 2001, o Brasil apresentava-se vulnerável em termos de balanço estrutural entre oferta e demanda, e que por isso não foi capaz de superar uma sequência de anos de vazões moderadamente desfavoráveis. Além disso, naquele período o país estava implementando um novo modelo comercial para o Setor Elétrico, baseado em privatização e mercado. E lembra que o país hoje possui uma parcela de cerca de 30% no mercado livre, ante um mercado regulado ainda predominante em todos os setores da economia.

A PSR ressalta que a parcela atual no ACL leva os agentes envolvidos a negociarem os contratos sem a interferência do governo, e considera que podem ser um parâmetro para a soluções no ACR. E arremata ao apontar que o aumento de tarifa generalizado naquele período não foi bem aceito, e que hoje esse efeito pode ser mais pesado porque os consumidores estão sendo mais afetados pela crise que não é somente do setor.

Subprime
Já essa crise mostrou três semelhanças, apesar de não estar diretamente ligada ao setor elétrico e sim pelo mercado financeiro. A primeira é sua abrangência internacional se assemelha ao novo coronavírus, a segunda é a redução de consumo na demanda e não na oferta, diferentemente da de 2001, e a terceira é a magnitude da crise por não se saber sua extensão e impacto na economia.

Nessa época, 53% do segmento industrial já havia migrado para o mercado livre correspondendo por 95% do consumo total do ACL, fazendo com que a crise tenha se concentrado neste ambiente, levando a queda de 10,3% no consolidado do ano. Já O ACR aumentou nesse ano em 2%.

“A consequência foi o próprio mercado trazer soluções para crise, através de negociações bilaterais entre comercializadoras, geradores e consumidores livres. A recuperação econômica em 2010, com aumento do consumo no ACL de 18,5%, ajudou a estancar o problema”, destaca, sendo esta uma das lições tiradas desse período.

11 de setembro
Já a mais recente, provocada pela MP 579 continua mais viva no setor, até porque recentemente é que se conseguiu amortizar uma grande parcela do impacto financeiro sofrido, a quitação da conta-ACR, cujo empréstimo de R$ 21 bilhões junto a um pool de bancos somou ao final um custo repassado para os consumidores ao longo de 2015 e 2019 de R$ 34 bilhões.

Nessa crise cita a consultoria estão o ESS mais elevado até hoje, aumento dos custos dos contratos por disponibilidade pelo despacho termelétrico, exposição financeira na CCEE das distribuidoras pela subcontratação causada pela não realização do leilão A-1 de 2012 e a exposição financeira na CCEE das distribuidoras causada pelo GSF abaixo de 1, que impacto as hidrelétricas contratas por cotas na modalidade por disponibilidade.

No final aponta a PSR, “a experiência com a crise causada pela MP 579 nos ensina que a evolução da crise, resultando na necessidade de uma sequência de aportes do Tesouro, culminando na criação da Conta-ACR, foi causada pelo excesso de intervenção governamental, falta de análise de impacto regulatório das medidas propostas, e passividade ante os impactos no setor, com um postura socorro aos agentes preservando as tarifas hoje, mas postergando custos para o futuro”.

E ainda, que considera que a postergação do problema gera ineficiências na precificação do mercado, resultando em aumentos tarifários não condizentes com a situação do portfólio das distribuidoras, o que resulta em migração para o mercado livre levou ao aumento dos custos no mercado regulado, incentivando ainda mais a migração para o ACL, efeito conhecido como “espiral da morte”. E reforça ainda, entre outros pontos que diversos problemas herdados naquela ocasião, como por exemplo as cotas de garantia física contratadas por disponibilidade, ainda não foram resolvidos.

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