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ENERGÍA ELÉCTRICAJunio / Julio / Agosto / Septiembre 98

MERCOSUR

SUBGRUPO Nº 9“POLÍTICAS ENERGÉTICAS”

GRUPO DE TAREAS C“PRECIOS, TARIFAS Y TRATAMIENTO

TRIBUTARIO”

ENERGÍA ELÉCTRICAJunio / Julio / Agosto / Septiembre 98

MERCOSUR ENERGIA ELECTRICA Informe Trimestral 1

SUBGRUPO Nº 9

ENERGIA ELECTRICA

INFORME TRIMESTRAL

INDICE

1.- Introducción.

2.- Conclusiones.

3.- Comentarios sobre la Situación de los Mercados Eléctricos en los Estados Parte.

4.- Asimetrías.

5.- Impuestos.

6.- Cuadros y gráficos.

6.1- Meses de Junio, Julio, Agosto y Septiembre de 1998.

6.2- Comparación Tarifaria Fronteriza.

Anexo I. Memorándum de Entendimiento Relativa a los Intercambios Eléctricos e Integración

Eléctrica en el Mercosur. (MERCOSUR/CMC/DEC Nº10/98).

Anexo II. Integrantes del Grupo de Tareas C de Energía Eléctrica.

Boletín confeccionado en la Dirección Nacional de Prospectiva, de la Secretaría de Energía de la República Argentina

TE: 54 1 349-8052 / 349-8053


1.- Introducción.


TARIFAS DE ENERGIA ELECTRICA EN EL MERCOSUR

1. - INTRODUCCION

Hasta diciembre de 1994, los estudios comparativos de las tarifas eléctricas, de los paísesque integran el Mercado Común se realizaban según la metodología utilizada por la encuesta deconsumos típicos de la Comisión Integración Eléctrica Regional (CIER).

A partir de Enero de 1995 y de acuerdo a lo convenido en el II Encuentro de Distribución deEnergía Eléctrica en el Mercosur, el grupo de tarifas eléctricas decidió ampliar los usuarios típicos aconsiderar para las comparaciones de tarifas industriales, manteniendo por el momento, los tiposresidenciales y comerciales, según la metodología CIER.

Los nuevos consumidores típicos INDUSTRIALES son los que se detallan a continuación:

Potencia Energía Factor de Tensión de

(kW) (kWh) Carga Suministro

I1 10 1.000 0,14 BTI2 15 2.000 0,19 BTI3 30 5.000 0,23 BTI4 60 10.000 0,23 BTI5 100 25.000 0,35 MTI6 300 50.000 0,25 MTI7 350 100.000 0,40 MTI8 1.000 438.000 0,61 MTI9 1.750 500.000 0,40 MTI10 5.000 2.370.000 0,66 ATI11 11.000 5.000.000 0,70 ATI12 25.000 16.400.000 0,91 AT

Las pautas bajo las cuales se consideran los valores de potencia y energía son las siguientes:

• Potencia:

La modulación de potencia se condiciona al proceso productivo de losusuarios, por lo que para los usuarios típicos con factor de carga igual omenor a 0,7, la potencia en punta se considera el 60% de la potencia fuerade punta. Para factores de utilización mayores se supone que los usuariosno pueden modular potencia.


• Distribución de la energía:

La distribución de la energía por banda horaria para los usuarios I1 a I11 esla siguiente:

ARGENTINA : Punta 12% Valle 25% Resto 63%

BRASIL : Punta 7,5% Fuera de Punta 92,5%

URUGUAY : Punta 10% Valle 29% Resto 61%

En el caso de Paraguay, no se considera la distribución de energía por tramo horario.

Para el usuario típico I12 , la distribución es la siguiente:

ARGENTINA : Punta 21% Valle 25% Resto 54%

BRASIL : Punta 12,5% Fuera de Punta 87,5%

URUGUAY : Punta 17% Valle 29% Resto 54%

Para los consumos residenciales y comerciales, se continúan comparando los casos Rd, Rg yCe, Ci, respectivamente, según la metodología CIER.

Las tarifas correspondientes a los consumidores comerciales e industriales no se afectan conel impuesto correspondiente al valor agregado (IVA).

La tipificación CIER es la determinada en la Resolución CIER 89-13 de la XX REUNION delComité Central, Asunción, Noviembre'89.

Potencia Energía

(kW) (kWh)

Rd 3 200 Rg 10 1.600 Ce 20 2.000 Ci 200 50.000

A partir de julio de 1996 el cálculo de los consumidores comerciales Ce y Ci se realiza en bajay en media tensión respectivamente según la tipificación CIER.

El usuario Ce ha sido corregido en el año 1998, para EDENOR, EDESUR, EDELAP y EDEN(República Argentina), ya que su potencia de 20 kW, según cuadro que antecede, lo sitúa en lacategoría de Medianas Demandas (Tarifa 2 o similar, entre 10 y 50 kW), y no en Pequeñas DemandasTarifa General (hasta 10 kW) como se venia considerando1.

1 Una serie histórica corregida, será presentada en el Boletín Final del Año 1998, a fin de satisfacer losrequerimientos de los usuarios de la información.


Se continúan considerando las más significativas empresas eléctricas de los países: EDENOR,EDESUR, EDELAP, EDEN (a partir de Junio de 1997, es una de las concesionarias encargadas de ladistribución de energía eléctrica en la provincia de Buenos Aires, tras la privatización de ESEBA), EPEC(provincia de Córdoba) y EMSE (provincia de Mendoza), que concesionó parte de sus servicios enagosto de 1998, en la empresa EDEMSA, de Argentina; LIGHT, CPFL y CEMIG de Brasil, ANDE deParaguay y UTE de Uruguay.

En relación con lo expresado respecto de la Empresa Provincial Energía Mendoza Sociedad delEstado (EMSE), se transcribe el artículo 3º de la Ley Provincial 6.498 de Transformación del SectorEléctrico Provincial “El Poder Ejecutivo deberá constituir las siguientes Sociedades Anónimas que seregirán por la Ley Nacional 19.550 y sus complementarias: Empresa Distribuidora de Electricidad deMendoza S.A. (EDEMSA), y Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A. (EDESTESA), cuyoobjeto principal será la realización de actividades de distribución de energía eléctrica; y GeneraciónEléctrica de Mendoza S.A. (GEMSA), cuyo objeto principal será la generación de energía eléctrica.”

En virtud de que EDEMSA sigue atendiendo el área metropolitana de la provincia de Mendoza,es ésta la Empresa que se considera en la comparación.

Según lo acordado en la reunión de trabajo del Grupo de Tareas “C” de fecha 10 y 11 de juliode 1997, se incluirá para la República Oriental del Uruguay, como información adicional de sumercado, la siguiente cuenta tipo:

Tarifa Doble Horario, 20 % Punta y 80 % Fuera de Punta, B.T.-1.600 kWh/mes conP.C. = 10 kW (D.H.R.2);

En todos los casos, los precios se expresan en milésimas de dólar por kWh, siendo laconversión de la moneda local a dólares estadounidenses, realizada al tipo de cambio libre vigente almes de cálculo.

Los datos utilizados fueron suministrados por las delegaciones de los cuatro países en losintercambios periódicos de información sobre tarifas eléctricas.

Además, y como información complementaria se incluyen gráficos con la evolución anual delos precios; para estos hemos considerado, de los consumos industriales los casos I3, I5 y I11. EnBrasil y Argentina, se ha tenido en cuenta las Empresas CEMIG y EDESUR respectivamente para lacomparación tarifaria.

También, resulta importante mostrar las tarifas existentes en los puntos limítrofes de lospaíses integrantes del Mercosur. A tal fin, se realiza una comparación de precios en la zona defrontera, graficándose los valores correspondientes a los casos típicos residencial, comercial eindustrial más comunes.


2.- Conclusiones.


2.- CONCLUSIONES.

Se continúa con las tareas de recopilación y difusión de precios y tarifas, profundizando losestudios de nuevos mecanismos que permitan un mejor uso de las ventajas comparativas, mayorfluidez de los mercados y la eliminación de las asimetrías que afecten la competencia entre sectoresproductivos.

En los cuadros y gráficos comparativos de tarifas para los distintos tipos de consumidores, enlas tres categorías puede apreciarse que las empresas distribuidoras argentinas privadas (EDENOR,EDESUR, EDELAP, EDEN), presentan leves modificaciones a los precios de acuerdo a lasprogramaciones estacionales.

Con referencia a Brasil no hay significativas variaciones en los precios de la energía conrespecto al trimestre anterior. Está en fase de elaboración la legislación que reglamentará lascondiciones de acceso para el uso de la red de transmisión. El sector eléctrico brasileño evoluciona muyrápidamente presentando cambios en la estructura del modelo institucional, inclusive se ha creado laAgencia ANEEL como órgano regulador del mismo.

No presentan variaciones significativas los precios correspondientes a Paraguay y Uruguay,con respecto al trimestre anterior.

En el cuadro siguiente se aprecia la evolución anual de dos determinados tipos de consumidorindustrial:

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Comparación en zona de frontera:

De la comparación se desprende que los precios correspondientes a EDEER SA son, engeneral, los más bajos. En la categoría industrial la DPEC (Corrientes) presenta las tarifas máselevadas.

La comparación Uruguay - Brasil, presenta en algunos casos valores similares llegando a serprácticamente iguales en la categoría de grandes usuarios industriales.

Se considera importante presentar en próximos Boletines una caracterización de los impuestosaplicados por las Distribuidoras analizadas, teniendo en cuenta la carga impositiva considerable,según se observa en el sector residencial y comercial, sobre todo en el caso de las Distribuidoras de laRepública Argentina.


3.- Comentarios sobre la Situación de losMercados Eléctricos en los Estados Parte


SECRETARIA DE ENERGIA

PANORAMA DEL SECTOR ELECTRICO ARGENTINO

Desde el inicio del proceso de transformación del sector eléctrico, a partir de la Ley Nº24.065/91, las distintas etapas del funcionamiento del modelo implementado, permiten considerar unresultado exitoso.

A partir de ella, el mercado eléctrico se divide en los tres principales segmentos: generación,transporte y distribución.

La generación es un mercado competitivo y el transporte y la distribución, por su condición demonopolios naturales, están sujetos a regulación.

Los consumidores se dividen en grandes usuarios y usuarios cautivos.

En primer lugar recordemos que el modelo se basa en:

- conceptos de Racionalidad y Eficiencia

- que resultó ser uno de los más competitivos del mundo en el segmento de lageneración de energía eléctrica,

- que está abierto a la participación de los capitales internacionales,

- que avanza en la experiencia regulatoria con una alta participación de los distintossectores del mercado.

En la actualidad el 93 % de la demanda de energía eléctrica de Argentina está abastecida porel Mercado Eléctrico Mayorista. El Sistema Patagónico está vinculado al primero y cubre el 6 % de lademanda. El 1 % restante es abastecido por pequeños sistemas aislados, localizados en zonasalejadas de los grandes centros de consumo.

En los últimos años, la situación en el Mercado Eléctrico Mayorista permite observar la mejoranotable de las variables más significativas tales como:

a) una importante disminución en los precios monómicos

b) una fuerte disminución de la indisponibilidad de los equipos térmicos

c) un aumento sostenido de la capacidad instalada con equipamiento altamente eficiente

d) el abastecimiento de la demanda con un alto grado de confiabilidad (hay que tener encuenta que la misma ha tenido un crecimiento sostenido en el período 1992-1997 de cerca del 7 %anual acumulativo),


e) un avance permanente en la desregulación del sector, lo que plantea además un desafíoconstante para la armonización de la normativa existente,

f) se ha producido una disminución de las tarifas industriales de hasta un 20 %, y la aperturadel mercado a los usuarios, ha permitido el ingreso al mercado mayorista de 1500 Guma (GrandesUsuarios Mayores) y Gume(Grandes Usuarios Menores), y una perspectiva de 13.000 usuarios conposibilidades de ingresar al mismo. De hecho, se produce un ingreso de 300 usuarios por trimestre.

La potencia total instalada actual es de 20.162 MW y presenta la siguiente estructura: 49.5 %térmico, 45.4% hidráulico y 5.1 % nuclear, con un total generado al año 1997 de 67.777 GWh.

La actuación de la Secretaría de Energía, en esta etapa de la transformación, se concentra enlos siguientes temas:

1) La Prospectiva del sector,con el refuerzo de las estadísticas y la información, y los estudiosadecuados a las necesidades y desafíos planteados por esta etapa

2) La liberación de los usuarios. A los Guma y Gume se suman ahora los Gupa (GrandesUsuarios Particulares, de demanda máxima entre 50 y 100 kW, Resolución S.E Nº 423/98)

3) La elaboración y puesta en funcionamiento de Programas para el abastecimiento de energíaen áreas rurales dispersas y el uso de energías renovables

4) La promoción de la eficiencia energética

5) El desarrollo de normativa para: Procesos de integración energética regional y la firma detratados de actividades hemisféricas.

6) La normativa para ampliar la libre contratación en el mercado mayorista e incrementar lacompetencia.

Las oportunidades de inversión en el sector eléctrico argentino para el corto plazo se refierena:

Privatización de empresas de distribución

Privatización de la generación nuclear

Programas de suministro de energía a la población rural dispersa

Inversión en nuevas unidades de generación

Nuevas oportunidades como consecuencia de la Integración Energética Regional(MERCOSUR) y otros países de Latinoamérica.

Yacyretá: concesión de la operación y el mantenimiento

Venta de acciones en poder del Estado Nacional de Empresas ya privatizadas.


El texto siguiente fue enviado por el representante de la República Federativa de Brasil, en elGrupo de Tareas C de Precios, Tarifas y Tratamiento Tributario de la Energía Eléctrica, Ing. José CarlosVilela Ribeiro

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA

PANORAMA DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

O Setor Elétrico Brasileiro vem passando por um grande processo de reestruturação, orientadopara a desverticalização das suas atividades, tornando os setores de geração e de comercializaçãocomo áreas de competição, e as atividades de transmissão e distribuição, monopólios naturais sujeitosà regulação do Agente Regulador-ANEEL, inclusive o fornecimento ao mercado cativo.

2. Como parte importante dessa reestruturação, as ações governamentais voltaram-se para aprivatização dos serviços de energia elétrica, que tiveram início pelas concessões de distribuição, ondehavia um arcabouço legal suficiente.

3. Inicia-se agora uma segunda fase, considerada muito importante pelo volume de recursosenvolvidos, com a privatização dos ativos de geração, que se encontram na maior parte em poder daUnião. A primeira grande geradora, ELETROSUL, desmembrada em empresas de transmissão e degeração (GERASUL), teve seus ativos de geração recentemente privatizados, tendo sido adquira porempresa Belga (TRACTBEL) .

4. De 1995 até agora, cerca de 50% das atividades de distribuição/comercialização já seencontram com a iniciativa privada, como detalhado no quadro anexo.

5. As empresas de distribuição e de geração privatizadas assinaram contratos de concessãocom a ANEEL, onde se destaca o novo paradigma tarifário, que consiste na garantia de preço,estabelecendo-se fórmulas de reajuste das tarifas segundo o princípio de price-cap.

6. As demais empresas que ainda não assinaram contratos de concessão, privadas ouestatais ainda não privatizadas, deverão ter esses contratos até o final do corrente ano.

7. As tarifas das empresas que dispõem de contratos de concessão vem sendo reajustadassegundo os critérios e periodicidade contratuais. As demais empresas sem contrato tiveram reajustetarifário em abril de 1997. Isso vem sendo possível graças à estabilidade monetária e o programa deredução de custos e melhoria da eficiência empresarial.

8. Cabe ressaltar o esforço que vem sendo desenvolvido no sentido de regulamentar asatividades de transmissão harmonicamente com àquelas adotadas pelos países vizinhos integrantesdo MERCOSUL, com a finalidade de agilizar e facilitar os intercâmbios internacionais de energiaelétrica, que começam a tomar um porte considerável.


Quadro DemonstrativoEmpresas Privatizadas de Energia Elétrica

Brasil1995 – 1998

EMPRESA DATADA PRIVATIZAÇÃO

PARTICIPAÇÃO %NO MERCADO DEFORNECIMENTO

ESCELSA 12/07/95 2,10LIGHT 21/05/96 8,40CERJ 20/11/96 2,04COELBA 31/07/97 3,20CACHOEIRA DOURADA * 05/09/97 GeradoraRGE ** 21/10/97 1,80AES SUL ** 21/10/97 2,30CPFL 05/11/97 6,50ENERSUL 19/11/97 0,90CEMAT 27/11/97 0,90ENERGIPE 03/12/97 0,60COSERN 12/12/97 0,90COELCE 02/04/98 1,80EMAE (METROPOLITANA) *** 15/04/98 13,20CELPA 09/07/98 1,10ELEKTRO **** 16/07/98 3,70GERASUL ***** 15/09/98 GeradoraEBE (BANDEIRANTE)*** 17/09/98 8,40

Notas sobre o Quadro:

* Empresa remanescente da UHE Cachoeira Dourada, que pertencia à Centrais Elétricas do GoiásS/A - CELG

** Cisão da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE *** Cisão da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S/A - ELETROPAULO **** Cisão da Companhia Energética de São Paulo - CESP***** Cisão da Centrais Elétricas do Sul do Brasil S/A - ELETROSUL


4.- Asimetrías


4. - ASIMETRIAS

El grupo de trabajo "Tarifas Eléctricas y Aspectos Tributarios", realiza los estudios necesariospara armonizar las tarifas eléctricas de los cuatro países, buscando a través de estudios comparativos,identificar ASIMETRIAS y proponer soluciones para su eliminación.

Según la definición de "Asimetrías", establecida por el GRUPO MERCADO COMUN DEL SUR,debe entenderse como tal, toda ventaja o desventaja que un país tenga con respecto a los restantesmiembros del Mercosur, que provenga de regulaciones, SUBSIDIOS, impuestos u otra intervención delEstado y que afecte la competitividad de productos o sectores.

De acuerdo a este concepto se encaró un trabajo concreto y tendiente a identificar claramentelos subsidios que existen en el Suministro de la Energía Eléctrica en los cuatro países.

Para esto se contrató un equipo de consultores conformado por un especialista de cada uno delos países involucrados, más un consultor extraregional que actuó como coordinador y se lesencomendó un "ESTUDIO DE SUBSIDIOS E IMPUESTOS EN EL SUMINISTRO DE LA ENERGIAELECTRICA EN LOS PAISES MIEMBROS DEL MERCOSUR".

La metodología empleada para la identificación y cuantificación de los subsidios, se basó enlas siguientes pautas:

1-.El estudio se orienta preferentemente al sector industrial.

2-.Empresas y/o regiones consideradas:

ARGENTINA: Edenor/Edesur – Capital Federal

Edenor/Edesur - Gran Buenos Aires

Edelap - Gran Buenos Aires

Epec - Provincia de Córdoba

BRASIL: Región Sudeste y Centro oeste

Región Sur

Región Norte - Nordeste

PARAGUAY: ANDE

URUGUAY: UTE.


3-.Los consumidores se tipifican por niveles de Tensión.

4-.Los subsidios se expresan en U$S/MWh (Dólar equivalente al 1 de julio de 1994),indicándose el porcentaje de apartamiento de la tarifa de referencia.

5-.Para cada país, se trazan "tarifas de referencia" según la estructura de costos de laenergía eléctrica de cada uno de ellos.

La comparación de estas tarifas con las practicadas por las empresas, determina lossubsidios implícitos asumidos por ellas en los diferentes grupos de consumo.

6-.La tarifa de referencia de la Empresa EPEC, corresponde a un valor asociado al costomedio de la Empresa, incluida una rentabilidad del 8% anual sobre la base tarifaria.

7-.Las tarifas de referencia de Brasil, se obtienen ajustando los costos marginales desuministro, al nivel medio del costo de servicio de cada empresa.

8-.Se identifican los subsidios explícitos, que surgen en forma directa de los pliegostarifarios y legislación vigente, los cuales son otorgados por el gobierno Central y/oempresas del servicio eléctrico.

9-.Para todos los países, se cuantifican los IMPUESTOS al consumo que imponen losestados, a los consumidores finales.

Las variables evaluadas fueron relacionadas de la siguiente forma:

TARIFA DE REFERENCIA - TARIFA EMPRESA = SUBSIDIO OTORGADO POR LA EMPRESA

COSTO MARGINAL - TARIFA EMPRESA = SUBSIDIO ECONOMIC0 TOTAL

TARIFA EMPRESA + IMPUESTOS = PRECIO FINAL

El Estudio de "Subsidios e Impuestos en el suministro de la energía eléctrica en lospaises miembros del Mercosur " determinó las asimetrías existentes a septiembre de 1994.Actualmente, en los distintos paises, el Sector Eléctrico ha sufrido transformaciones quehacen variar significativamente los resultados. Por este motivo el Grupo de Trabajo deTarifas Eléctricas ha presentado para su aprobación los términos de referencia para laactualización y revisión de dicho estudio.


5.- Impuestos


5.- IMPUESTOS

Alícuotas de Tributos Aplicados sobre las Tarifas

Comparación Nacional entre Categorías de Usuarios

Tasas Porcentuales Facturadas al Usuario

ARGENTINA

En los Cuadros Comparativos, no se incluye el IVA en las categorías Industrial y Comercial,por considerarse que no incide sobre ellos; en el momento de la facturación se genera un crédito fiscalque se traslada a través de las tarifas sólo a los consumidores finales, en quienes incide elmencionado impuesto. Por este motivo, la categoría residencial (consumidores finales) tiene como costoel IVA de 21 %; estos usuarios no tienen posibilidad de trasladar el impuesto.

EDENOR - EDESUR - EDELAPTributos

C. Federal Provincia C. Federal Provincia C. Federal ProvinciaFondo p/S. Cruz Ley 23.681 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 Canon Municipal 6,38 6,42 6,38 6,42 6,38 6,42 Canon Provincial 0,64 0,64 0,64 Impuesto Provincial Ley 7.290 10,00 20,00* 13,00*Impuesto Provincial Adicional Ley 9.038 5,50 5,50 5,50 I.V.A. 21,00 21,00 27,00 27,00 27,00 27,00

* Este Impuesto no se aplica de igual forma en las distintas Distribuidoras, por lo que no se lo considera

Residencial Comercial Industrial

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05

1015

2025303540

4550

Residencial Comercial Industrial Residencial Comercial Industrial

�� I.V.A.

Otros Impuestos

Capital Federal Provincia


EDENTributos Residencial Comercial Industrial

Fondo p/S. Cruz Ley 23.681 0,60 0,60 0,60 Impuesto Provincial Ley 7.290 10,00 Impuesto Provincial Adicional Ley 9.038 5,50 Impuesto Provincial Ley 11.969 art 72/3 6,00 6,00 6,00 Impuesto Provincial Ley 11.969 art 72 bis 0,60 0,60 0,60 I.V.A. 21,00 27,00 27,00

EPECTributos Residencial Comercial Industrial

Fondo p/S. Cruz Ley 23.681 0,60 0,60 0,60 Contribución Municipal 10,00 10,00 5,00 I.V.A. 21,00 27,00 27,00

EMSE / EDEMSATributos Residencial Comercial Industrial

Fondo p/S. Cruz Ley 23.681 0,60 0,60 0,60 Sobretasa Provincial, Dec. Ley 1.507/75 3,00 Sobretasa de Inspección y Control * 1,50 1,50 1,50 I.V.A. 21,00 27,00 27,00

* Aplicase a EDEMSA

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05

101520253035404550


��I.V.A.

Otros Impuestos

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��I.V.A.

Otros Impuestos

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60

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��I.V.A.

Otros Impuestos


BRASIL

Nota: Las alícuotas del I.C.M.S. se aplican sobre el precio final del bien o servicio vendido y elimpuesto queda incluido dentro del mismo. Esto representa una carga real sobre la tarifasuperior a la alícuota nominal.

Para permitir las comparaciones, las alícuotas nominales del I.C.M.S. fuerontransformadas para que representen la carga real sobre la tarifa mediante la aplicaciónde la siguiente fórmula:

((100 / (100 - alícuota %)) - 1) * 100 = carga real %

CEMIGTributos Residencial Comercial Industrial

Fin Social 2,00 2,00 2,00

Prog. Int. Social (P.I.S.) 0,65 0,65 0,65

I Circ Merc y Serv (I.C.M.S.) (seg. consumo) 20,48 20,48

a) 0 a 50 KWh/mes 0,00

b) mas de 50 KWh/mes 20,48

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Residencial a) Residencial b) Comercial Industrial

��I.C.M.S.��

�� Otros Tributos


LIGHTTributos Residencial Comercial Industrial

Fin Social 2,00 2,00 2,00



a) 0 a 50 KWh/mes 0,00

b) mas de 50 KWh/mes 21,95

CPFLTributos Residencial Comercial Industrial

Fin Social 2,00 2,00 2,00



a) 0 a 50 KWh/mes 0,00

b) 51 a 200 KWh/mes 13,64

c) mas de 200 KWh/mes 33,33

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10

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Residencial a) Residencial b) Comercial Industrial

��I.C.M.S.��

�� Otros Tributos

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60

70

Residencial a) Residencial b) Residencial c) Comercial Industrial

��I.C.M.S.��

��Otros Tributos


PARAGUAY

ANDETributos Residencial Comercial Industrial

I.V.A. 10,00 10,00 10,00

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20

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��I.V.A.

URUGUAY

U.T.E.Tributos Residencial Comercial Industrial

I.V.A. 23,00 23,00 23,00

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20

30

40

50

60

70


��I.V.A.


Comparación Internacional por Categoría de Usuario

Tasas Porcentuales Facturadas al Usuario

Nota: En Brasil, las alícuotas del I.C.M.S. se aplican sobre el precio final del bien o serviciovendido y el impuesto queda incluido dentro del mismo. Esto representa una carga realsobre la tarifa superior a la alícuota nominal.

Para permitir las comparaciones, las alícuotas nominales del I.C.M.S. fuerontransformadas para que representen la carga real sobre la tarifa mediante la aplicaciónde la siguiente fórmula:

((100 / (100 - alícuota %)) - 1) * 100 = carga real %

RESIDENCIAL

Otros I.V.A o TotalTributos Equivalente

EDENOR y EDESUR (Capital) 6,98 21,00 27,98

EDENOR y EDESUR (Prov.) y EDELAP 23,17 21,00 38,17

EDEN 22,70 21,00 43,70

EPEC 10,60 21,00 31,60

EDEMSA 5,10 21,00 26,10

CEMIG a) 0 a 50 kWh/mes 2,65 2,65

b) más de 50 kWh/mes 2,65 20,48 23,13

LIGHT a) 0 a 50 kWh/mes 2,65 2,65

b) más de 50 kWh/mes 2,65 21,95 24,60

CPFL a) 0 a 50 kWh/mes 2,65 2,65

b) 51 a 200 kWh/mes 2,65 13,64 16,29

c) más de200 kWh/mes 2,65 33,33 35,98

ANDE 10,00 10,00

UTE 23,00 23,00

Empresa

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EDENORc

EDENORp

EDEN

EPEC

EDEMSA

CEMIGb

LIGHTb

CPFLc

ANDE

UTE

�� I.V.A. O Equivalente

Otros Tributos


COMERCIAL




EDEN 7,20 27,00 34,20

EPEC 10,60 27,00 37,60

EDEMSA 2,10 27,00 29,10

CEMIG 2,65 20,48 23,13

LIGHT 2,65 21,95 24,60

CPFL 2,65 21,95 24,60

ANDE 10,00 10,00

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Empresa

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UTE

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Otros Tributos


INDUSTRIAL




EDEN 7,20 27,00 34,20

EPEC 5,60 27,00 32,60

EDEMSA 2,10 27,00 29,10

CEMIG 2,65 20,48 23,13

LIGHT 2,65 21,95 24,60

CPFL 2,65 21,95 24,60

ANDE 10,00 10,00

UTE 23,00 23,00

Empresa

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CEMIGb

LIGHTb

CPFLc

ANDE

UTE

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Otros Tributos


6.- Cuadros y gráficos.


6.1- Meses de Junio, Julio,Agosto y Septiembre de 1998.

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6.2- Comparación Tarifaria Fronteriza. Argentina - Uruguay - Brasil

Septiembre 1998.

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Anexo I. Memorándum de EntendimientoRelativa a los Intercambios Eléctricos eIntegración Eléctrica en el Mercosur.(MERCOSUR/CMC/DEC Nº10/98).


MERCOSUR/CMC/DEC Nº 10/98

MEMORANDUM DE ENTENDIMIENTO RELATIVO A LOS INTERCAMBIOS ELÉCTRICOS EINTEGRACIÓN ELÉCTRICA EN EL MERCOSUR

VISTO: El Tratado de Asunción, el Protocolo de Ouro Preto y la Resolución Nº 32/98 del GrupoMercado Común.

CONSIDERANDO:

La importancia de avanzar en el desarrollo del proceso de integración eléctrica en elMERCOSUR.

El interés de los Estados Partes de ampliar el intercambio de energía eléctrica en elMERCOSUR con miras a la complementación de sus recursos energéticos, optimizar la seguridad deabastecimiento a los usuarios, la colocación de excedentes de energía y la capacidad instalada de losEstados Partes.

EL CONSEJO MERCADO COMÚN

DECIDE

Art 1 Aprobar el “Memorándum de Entendimiento relativo a los Intercambios Eléctricos eIntegración Eléctrica en el MERCOSUR” que consta como Anexo y forma parte de la presente Decisión.

Art 2 En caso que los Estados Partes requieran la adopción de medidas internas paraincorporar a sus ordenamientos internos la presente Decisión lo comunicarán a la Presidencia ProTempore del MERCOSUR en un plazo de 45 días contados a partir de la fecha de la presente Decisión.

XIV CMC – Buenos Aires, 23/VII/98


MEMORANDUM DE ENTENDIMIENTO RELATIVO A LOS INTERCAMBIOS ELÉCTRICOS EINTEGRACIÓN ELÉCTRICA EN EL MERCOSUR

REAFIRMANDO el interés de los Estados Partes de avanzar en el desarrollo del proceso deintegración eléctrica en el MERCOSUR;

CONSIDERANDO el interés en desarrollar el intercambio de energía eléctrica entre los EstadosPartes del MERCOSUR, con miras a la complementación de sus recursos energéticos que permitaoptimizar la seguridad del abastecimiento a los usuarios, la colocación de excedentes de energía y sucapacidad instalada;

COMPROMETIDOS a otorgar autorizaciones, licencias y concesiones para la construcción,operación y explotación de interconexiones que vinculen los sistemas eléctricos de los Estados Partes,basado en el libre intercambio comercial de energía eléctrica acordado entre empresas de los EstadosPartes, las que deberán observar la legislación, las normas reguladoras, técnicas y ambientalesvigentes en ellos;

DETERMINADOS a definir o mantener normas generales que garanticen el libre comercio deenergía eléctrica, basadas en el principio de reciprocidad en la competencia y transparencia delmercado, de acuerdo con la legislación vigente en cada Estado Parte y los tratados vigentes entre losEstados Partes, con el objetivo de promover el desarrollo del proceso de integración eléctrica regional ylos compromisos internacionales asumidos por cada Estado;

Los Estados Partes del MERCOSUR acuerdan los siguientes principios de simetrías mínimas:

1.- Asegurar condiciones competitivas del mercado de generación de electricidad, sin laimposición de subsidios que puedan alterar las condiciones normales de competencia y con precios quereflejen costos económicos eficientes, evitando prácticas discriminatorias con relación a los agentes dela demanda y de la oferta de energía eléctrica entre los Estados Partes.

2.- Permitir a distribuidores, comercializadores y grandes demandantes de energía eléctrica,contratar libremente sus fuentes de provisión, que podrán localizarse en cualquiera de los EstadosPartes del MERCOSUR.

3.- Permitir y respetar la realización de contratos de compra y venta libremente pactados entrevendedores y compradores de energía eléctrica, de conformidad con la legislación vigente en cadaEstado Parte y con los tratados en vigencia entre los Estados Partes, comprometiéndose a noestablecer restricciones al cumplimiento físico de los mismos, distintas de las establecidas para loscontratos internos de la misma naturaleza.

4.- Asegurar que las reglamentaciones en sus mercados eléctricos permitan la garantía desuministro que los agentes compradores requieran de los agentes vendedores de otro Estado Parte,independientemente de los requisitos del mercado de origen del suministro.

5.- No discriminar a los productores y consumidores, cualquiera sea su ubicación geográfica.

6.- Posibilitar, dentro de cada Estado Parte que el abastecimiento de la demanda resulte deldespacho económico de cargas, incluyendo ofertas de excedentes de energía en las interconexionesinternacionales. Para ello, deberá ser desarrollada la infraestructura de comunicaciones y enlaces quepermitan el intercambio de datos e informaciones sobre los mercados, inclusive en tiempo real,necesarias para coordinar la operación física de las interconexiones y la contabilización para fines decomercialización.


7.- Respetar el acceso abierto a la capacidad remanente de las instalaciones de transporte ydistribución, incluyendo también el acceso a las interconexiones internacionales, sin discriminacionesque tengan relación con la nacionalidad y el destino (interno o externo) de la energía, o con el carácterpúblico o privado de las empresas, respetadas las tarifas reguladas para su uso.

8.- Respetar los criterios generales de seguridad y calidad del abastecimiento eléctrico decada Estado Parte, ya definidos para la operación de sus propias redes y sistemas.

9.- Garantizar el acceso abierto a la información de los sistemas eléctricos, de los mercados ysus transacciones en materia de energía eléctrica.

10.- Determinar la elaboración de estudios, por medio de los organismos convenientes, conmiras a la operación conjunta de los mercados de los Estados Partes, así como la identificación de losajustes necesarios para viabilizar la integración eléctrica.


Anexo II. Integrantes del Grupo deTareas C de Energía Eléctrica.


INTEGRANTES DEL GRUPO DE TAREAS “C”, Precios, Tarifas y TratamientoTributario de Energía Eléctrica.

ARGENTINAIng Ana Lía DUCOSecretaría de Energía - Subsecretaría de EnergíaDirección Nacional de ProspectivaAvda. Paseo Colón 171- Piso 5-Oficina 504Capital Federal (CP 1063) República ArgentinaTel: (541)349-8052/53 Fax: (541)349-8053E-mail: [email protected]

BRASILIng Jose Carlos VILELA RIBEIROMinisterio de Minas y EnergíaAgencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL)Superintendencia de Regulación EconómicaAsesorSGAN-Quadra 603-Modulo “J” Sala 110CEP: 70.830-030-Brasilia DF-BrasilTel: (5561)312-5806 Fax: (061)312-5679E-mail: [email protected]

URUGUAYCdora Nory MARRERO RENKELAdministración Nacional de Usinas y Transmisiones EléctricasU.T.EArea Planificación y Secretaría TécnicaParaguay 2431- Piso 8- MontevideoCP 11800-UruguayTel: (5982) 208-7621 Fax: (5982) 200-2927E-mail: [email protected]

PARAGUAYIng Jorge RUIZ WIEZELLAdministración Nacional de Electricidad (ANDE)Departamento de Tarifas y MercadoAvda España 1268- Piso 4Tel: (59521) 21-1001 Int 2450-Fax: (59521) 20-2890E-mail: [email protected]: Ing Helio B. PEREYRAEntidad Binacional Yacyretá-Sede AsunciónTel: (59521) 45-0821-Fax: (59521)45-0822E-mail: [email protected]

energÍa elÉctrica · 2003. 7. 3. · mercosur energia electrica informe trimestral 4 •...

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