Una simulación del funcionamiento del pool de energía eléctrica en España

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1 Una simulación del funcionamiento del pool de energía eléctrica en España Carlos Ocaña - Arturo Romero CNSE Febrero de 1998 Ref.: DT 002/98 NOTA: Las opiniones manifestadas en este documento corresponden a los autores. La CNSE se expresa exclusivamente a través de su Consejo de Administración.

2 Índice 1. Introducción Objetivos y alcance del estudio Principales conclusiones Organización del estudio Metodología Estimaciones directas e indirectas del comportamiento oligopolístico Una panorámica de la literatura El modelo Especificación de la función de demanda Especificación de los costes Resultados de la simulación Nivel de precios Volatilidad de precios Asignación de la energía hidroeléctrica Indicadores de concentración Efectos de un aumento en el número de empresas Efecto sobre precios, márgenes y cantidades Comparación de los índices de concentración Conclusiones Referencias bibliográficas Anexo 1. El modelo de Cournot Anexo 2. Modelización de la energía hidráulica Tratamiento de la energía hidráulica en un modelo de coordinación hidrotérmica centralizado Un tratamiento de la energía hidráulica en el modelo de Cournot Regla óptima de reparto del agua Anexo 3. Especificación de la función de demanda Anexo 4. Costes de combustible y de operación y mantenimiento. Año Anexo 5. Curvas de costes marginales

3 Anexo 6. Resultados de la simulación en los tres escenarios de demanda. 4 empresas Anexo 7. Resultados de la simulación. Precios y output por empresas. Caso de 4 empresas Anexo 8. Mark-up en todos los escenarios de demanda. 4 empresas Anexo 9. Indicadores de concentración en los tres escenarios de demanda. Caso de 4 empresas

4 1. Introducción 1.1. Objetivos y alcance del estudio La creación de un mercado mayorista competitivo de corto plazo para la energía eléctrica plantea un buen número de cuestiones sobre su funcionamiento y sobre el efecto que tendrá en el resto del sistema eléctrico. Este documento aborda algunas de estas cuestiones, las relativas al nivel y volatilidad de los precios y al uso de las diferentes tecnologías de generación, particularmente la hidráulica, en el Pool de la electricidad en España. En el escenario considerado la estructura empresarial consta de cuatro empresas, Grupo Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa, e Hidroeléctrica del Cantábrico. En el trabajo también se analiza la sensibilidad del Pool a cambios en la estructura empresarial contemplando como escenario alternativo el que resulta de considerar que las empresas Fecsa y Sevillana actúan independientemente. Todas estas son cuestiones triviales, al menos conceptualmente, en un sistema centralizado como el que ha habido hasta ahora. Tampoco resulta difícil, en este mismo sentido, anticipar el funcionamiento del Pool si la estructura de la oferta en el mercado de generación estuviese atomizada ya que, si ningún generador tuviese poder de mercado, la mejor estrategia de los generadores sería, en esencia, ofertar su coste marginal. Sin embargo, en una situación intermedia, en la que competirán varios generadores pero en la que, sin duda, algunos de ellos tendrán capacidad para alterar los precios, predecir los precios resultantes es difícil. La metodología empleada en este trabajo descansa en los modelos estándar de competencia oligopolística y, en particular, en el modelo de Cournot. Esta metodología ha sido aplicada para responder a cuestiones similares sobre el Pool de California - Borenstein y Bushnell (1997)-y es también un referente teórico en el trabajo de Green y Newbery (1992) sobre el Pool inglés. No obstante, el estudio que aquí se presenta difiere de los anteriores en que se ha desarrollado un tratamiento del agua que optimiza los beneficios. Los trabajos anteriores o bien no consideran esta tecnología o la asignan con criterios ad-hoc. Esta metodología no está exenta de críticas puesto que, desde el punto de vista de la tecnología, este método -igual que casi todo el análisis económico- asume una estructura de costes relativamente simplificada. Por otra parte, sólo se considera el mercado spot, ignorándose tanto el mercado de contratos como ciertos aspectos dinámicos, entre los que cabe mencionar la entrada y salida de nuevos agentes, el establecimiento de acuerdos colusivos, etc. Los resultados del trabajo deben interpretarse con precaución, teniendo en mente estas limitaciones. Así, por ejemplo, en el caso de Inglaterra y Gales, la amenaza de entrada (y la entrada efectiva) de nuevos competidores, la existencia de contratos a largo plazo entre generadores y RECS para apoyar a la industria doméstica del carbón, las amenazas del regulador y, recientemente, la desinversión de activos de los dos principales generadores, son factores que potencialmente explican unos precios observados menores que los simulados. Eventualmente estos mismos factores podrían te- 4

5 ner influencia sobre los precios que se observen en el mercado spot español. Sin embargo, de los factores citados, sólo la existencia de unos costes hundidos reconocidos a las empresas eléctricas sería un elemento que tuviera un efecto significativo(1). En definitiva, este trabajo debe tomarse como un ejercicio para medir el efecto del poder de mercado que potencialmente podría existir en el sector eléctrico español con una metodología estándar y comparable. Además, esta metodología complementa a la basada en indicadores de concentración, como el índice de Herfindahl, y no tiene sus inconvenientes, ya que en lugar de proporcionar estimaciones indirectas del poder de mercado, como lo hace el mencionado índice, es un procedimiento directo de estimar los márgenes precio - coste marginal Principales conclusiones En este trabajo se aborda la simulación de los precios en el Pool de electricidad en España asumiendo un comportamiento oligopolista de las empresas, comparándolos con el nivel y la volatilidad de los precios que se observarían en un mercado perfectamente competitivo. Se aborda también el tratamiento de la energía hidráulica, identificándose ciertas divergencias entre la asignación del agua en el escenario de oligopolio y la que se realizaría con criterios de explotación unificada. También, en el trabajo se aborda una valoración de los índices de concentración del mercado eléctrico como estimadores indirectos del potencial para el ejercicio de poder de mercado en el sector eléctrico. Finalmente, el trabajo también examina la sensibilidad de los resultados a variaciones en la estructura empresarial del sector. Las principales conclusiones son: Los precios en el Pool serían superiores a los precios competitivos, obteniéndose un incremento medio, medido por el margen preciocoste, del 39%. Los resultados sugieren que estas distorsiones podrían observarse en todos los periodos, incluido el valle, aunque serían más importantes en los periodos de mayor demanda. La volatilidad de los precios en el Pool es mayor en el escenario de oligopolio de la que se observa por la variación de los costes entre los distintos periodos. Una gestión descentralizada de la energía hidráulica, en la que cada empresa intenta maximizar sus beneficios, da lugar a un desplazamiento del agua desde los periodos de menor demanda a los de mayor demanda (con respecto al reparto que se produciría con una gestión centralizada). Individualmente, cuanto menor es la cantidad de agua que posee una empresa mayores son los incentivos a colocarla en los periodos de mayor demanda, para extraer el mayor margen sobre este tipo de generación. (1) La amenaza de entrada es un factor que sólo en el largo plazo jugará a favor de una mayor competencia en el sector eléctrico español, dado el exceso de capacidad existente en la actualidad y la escasa importancia de las interconexiones internacionales. Las amenazas del regulador y la desinversión de activos son factores que por el momento no se consideran. 5

6 Metodológicamente, este trabajo presenta un tratamiento de la asignación del agua que, aunque dependiente de ciertos supuestos simplificadores, mejora el que se ha venido realizando en otros estudios. Los índices de concentración presentan limitaciones en cuanto que estimaciones indirectas del poder de mercado. Por un lado, los indicadores de concentración estarían infravalorando la cuantía en que los oligopolistas pueden subir el precio por encima del competitivo en todos los periodos de demanda. Por otro lado, no capturan fielmente las variaciones de precios entre periodos, reduciendo la dispersión existente entre los mismos. No obstante, el grado de correlación de los indicadores de concentración con el "margen precio-coste" parece razonablemente elevado, por lo que su utilización sí que se puede considerar justificada en cuanto que indican, con un cálculo sencillo, la situación más o menos competitiva del mercado. El funcionamiento del Pool es sensible, como cabía esperar, a cambios en la estructura empresarial del sector. Así, un aumento en el número de empresas, de 4 a 6, podría dar lugar a una reducción media de los precios del orden del 13% (bajo ciertos supuestos de comportamiento de la demanda). El aumento del número de empresas que operan en el sector, así como una participación más activa de la demanda, son factores que pueden limitar el ejercicio del poder de mercado en el sector eléctrico Organización del estudio En lo que sigue el trabajo se estructura de la siguiente forma. En un primer apartado se detalla la metodología empleada para abordar el problema planteado en este estudio y se justifica su utilización. A continuación, en los apartados 3 y 4 se introduce una especificación de las funciones de demanda y de coste en las que se apoya el modelo. En el apartado 5 se analizan los resultados e implicaciones del modelo sobre el poder de mercado en el negocio de generación. En el sexto apartado se estudian los efectos de un aumento del número de empresas generadoras sobre la capacidad de las empresas para subir los precios por encima de los niveles socialmente óptimos. Por último, se presentan las principales conclusiones en el apartado 7, las referencias bibliográficas en el octavo y una serie de anexos con la formalización del modelo empleado, las curvas de costes y los resultados de la simulación. 6

7 2. Metodología Los estudios que se pueden encontrar en la literatura para analizar el impacto sobre los precios de la electricidad de la introducción de competencia en el sector eléctrico han adoptado básicamente dos enfoques: uno basado en aproximaciones indirectas al problema, a partir de mediciones de la concentración empresarial existente en el mercado, y otro basado en modelos de competencia oligopolística, donde se especifica el comportamiento estratégico de los agentes y el diseño del mercado. En este trabajo se obtiene una estimación directa de la cuantía en que los precios en el mercado spot de la electricidad podrían diferir de los observados en un mercado perfectamente competitivo a partir de una simulación del funcionamiento del Pool(2). Para ello se realiza una aproximación a los resultados previsibles del Pool asumiendo que las empresas actúan según un modelo de competencia oligopolística. A continuación, se justifica la utilización de estos modelos frente a las aproximaciones indirectas, se revisan los principales trabajos existentes en la literatura y se presenta el modelo utilizado en este estudio Estimaciones directas e indirectas del comportamiento oligopolístico La estimación directa de los precios de un Pool de electricidad tiene ciertas ventajas sobre el cálculo de índices de concentración como el IHH(3). En general, el ejercicio del poder de mercado depende de la elasticidad de la demanda y de la estructura de la oferta que, a su vez, determinan el grado de competencia existente entre los productores. En un mercado perfectamente competitivo la elasticidad no tiene mucha importancia en la determinación de los precios debido a que la competencia es intensa. En monopolio, la elasticidad de la demanda tiene mucha importancia porque no hay competencia. Por último, en los modelos de competencia imperfecta ambos factores son relevantes para determinar el precio en el mercado. Los índices y márgenes calculados en este trabajo tienen la ventaja de que toman en cuenta ambos factores, elasticidad de la demanda y estructura de la oferta, mientras que los índices de concentración ignoran la elasticidad de la demanda. Pese a estas ventajas, normalmente se suele recurrir a la utilización de indicadores de concentración como el IHH, que son estimaciones indirectas del poder de mercado, porque su cálculo es más sencillo, al estar basadas en cuotas de mercado fácilmente observables. No obstante, es posible que las cuotas de mercado observadas en el actual (2) Se aborda la simulación de lo que se conoce en la terminología del sector como precio marginal del sistema, sin tratar, por tanto, otros aspectos de la remuneración de los generadores, como la garantía de potencia. (3) Nótese que la simulación de los precios en el Pool permite calcular directamente indicadores agregados de los resultados en el mercado, tales como el índice de Lerner (IL). Para medir directamente los resultados de una empresa o industria se recurre con frecuencia a indicadores como éste (IL), definido como el margen precio-coste en porcentaje sobre el precio. Este índice coincide, en determinadas circunstancias, con la tasa de beneficios, netos de costes fijos, sobre el volumen de ventas. Se puede demostrar fácilmente - Segura (1993)- que el índice de Lerner es proporcional, bajo ciertos supuestos de comportamiento de las empresas, al índice de Herfindahl (IHH) e inversamente proporcional a la elasticidad de la demanda, indicando que existe relación entre los resultados de una industria, medidos por IL, y la concentración existente en la misma, medida por IHH. 7

8 mercado regulado no sean indicativas de las que prevalecerán en el mercado competitivo. En definitiva, dadas las limitaciones que presenta la utilización de índices de concentración para estimar el poder de mercado parece conveniente complementarlas con estimaciones directas de la desviación de los precios respecto a la solución eficiente, planteando un modelo que represente el funcionamiento de un Pool de electricidad Una panorámica de la literatura Una parte de los trabajos existentes en la literatura económica sobre este tópico utilizan el modelo de competencia oligopolística basado en el concepto de "equilibrios en funciones de oferta". Este enfoque, desarrollado inicialmente por Klemperer y Meyer (1989), fue adaptado, entre otros autores, por Green y Newbery para modelizar el mercado spot de Inglaterra y Gales, asumiendo una estructura empresarial dominada por dos empresas. Los dos oligopolistas desarrollan funciones de oferta óptimas que pueden dar lugar a todo un rango de posibles soluciones (equilibrios) que están comprendidas entre la más competitiva, donde los competidores se comprometen con la estrategia de precio igual a coste marginal, y la menos competitiva entre las soluciones no cooperativas, donde los competidores se comprometen con un nivel de producto que difiere del competitivo(4). En este contexto, a partir de curvas de costes marginales estimadas para los dos duopolistas y de una especificación lineal de la curva de demanda, simulan los potenciales resultados en el Pool, resolviendo el equilibrio a partir de la función de oferta que proporciona la solución menos competitiva posible. Por su parte, von der Fehr y Hardbord (1993) realizan una aproximación al Pool inglés diferente, modelizándolo como una subasta de "sobre cerrado" donde todos los generadores comunican simultáneamente al operador del mercado el precio que están dispuestos a recibir por cada unidad de generación, despachándose éstas por estricto orden de mérito hasta cubrir la demanda. Estos autores eligen un modelo de pujas porque consideran que las curvas de costes marginales de los oligopolistas presentan discontinuidades, a diferencia de Green y Newbery, que estiman unas curvas de coste continuas para construir a partir de ellas las correspondientes curvas de oferta o de puja también continuas. Más recientemente, Borenstein y Bushnell (1997) han realizado simulaciones para analizar el potencial impacto del poder de mercado en el Pool californiano. Para ello suponen que las empresas más grandes adoptan en el mercado un comportamiento que consiste en seguir las estrategias características del modelo de Cournot. Por contra, consideran que las empresas más pequeñas se comportan como precio-aceptantes en el mercado, suponiendo (4) La solución menos competitiva es la solución denominada de Cournot o de competencia en cantidades. Esta solución se alcanza cuando cada empresa elige las cantidades ofertadas al Pool intentando maximizar sus beneficios individualmente, tomando como dado el comportamiento de los demás competidores. 8

9 que no se observan diferencias en la producción de éstas en uno y otro modelo (Cournot / Competencia perfecta). Borenstein y Bushnell argumentan que una empresa que busque maximizar beneficios distribuirá la energía hidráulica para igualar el ingreso marginal en todos los periodos. En su estudio, sin embargo, modelizan la generación hidroeléctrica de forma ad-hoc, asignando el agua entre los diferentes periodos analizados recortando las puntas, es decir, igualando la generación no hidráulica correspondiente a todas las horas de un mismo periodo en las que se utiliza agua. Estos autores, por tanto, implícitamente estarían usando la misma regla de reparto que un gestor encargado de la explotación unificada del sistema. en general conduce a asignaciones distintas de las que resultarían en un sistema de explotación unificada, asumiendo un comportamiento dado de sus rivales. Para simplificar el análisis, se supone un entorno caracterizado por la ausencia de incertidumbre y en el que cada empresa dispone anualmente de una cantidad de agua fija que podrá ofrecer al Pool repartiéndola en cada periodo. Este planteamiento es análogo a suponer que cada empresa dispone de un "gran embalse" con todas las aportaciones disponibles a principios de año y decide qué cantidad de agua turbinar en cada periodo con el objetivo de obtener el máximo beneficio. Con este supuesto se ignora la estructura temporal de las aportaciones hidráulicas pero, en todo caso, mejora las asignaciones ad-hoc que se encuentran en otros trabajos El modelo Este trabajo estaría en la línea del estudio de Borenstein y Bushnell, ya que se simulan los resultados en el mercado spot español que se implantará en 1998, utilizando también el modelo de oligopolio de Cournot, aunque con un tratamiento específico de la energía hidráulica, más preciso que el empleado por Borenstein y Bushnell. En el anexo 1 de este estudio se justifica la utilización del modelo de Cournot para representar el funcionamiento del Pool y se presentan brevemente los fundamentos teóricos de este modelo de competencia oligopolística. En el modelo que se presenta en este trabajo se considera que los oligopolistas utilizan su energía hidráulica para maximizar sus beneficios, lo que A partir de este planteamiento, cada empresa decide un perfil temporal de energía hidráulica (modulable) que iguala su coste marginal de generación entre todos los periodos en que utiliza dicha agua. Cada empresa, por tanto, gestiona sus reservas hidráulicas para producir, en los periodos que genera con agua la misma, cantidad de MWs térmicos. Dado que cada empresa considera como dada la generación de sus rivales, cada una de ellas actúa como un monopolista que se enfrenta a la demanda residual que no cubren sus competidores. En este escenario, la regla óptima de comportamiento para cada empresa consiste en igualar el ingreso marginal al coste marginal. Como consecuencia, el reparto del agua realizado garantiza que cada empresa iguale los ingresos marginales a través de los periodos. Si no fuera así, no se estaría maximi- 9

10 zando los beneficios y cada empresa tendría incentivos a reasignar el agua disponible entre periodos hasta que se igualase el ingreso marginal de cada uno de ellos. Se puede demostrar que la asignación de agua que realiza cada empresa a los diferentes periodos depende de la cantidad total de agua de que dispone y de las diferencias en demanda entre los diferentes periodos. En el anexo 2 se presenta formalmente la modelización de la energía hidráulica, la regla óptima de reparto del agua implícita en la misma y el tratamiento dado a esta tecnología por un optimizador social. En el apartado 5 del trabajo, donde se analizan los resultados de la simulación, se compara la asignación de agua del modelo con la que resulta de una explotación unificada del sistema. El modelo parte de una especificación de la función de demanda y de los costes de cada uno de los oligopolistas. La energía hidráulica aumenta la dimensión del problema porque afecta a la especificación de los costes. Introducir la energía hidráulica significa que los costes cambian en cada momento, por lo que habría que estimar una curva de costes para cada uno de los periodos en que se dividiese el análisis. Por este motivo, se ha reducido todo lo posible la dimensión temporal del problema, considerando dos periodos de demanda y tres bloques horarios en cada uno de ellos. Ampliar el número de periodos no supone, conceptualmente, mayor dificultad, pero alargaría los cálculos significativamente. Para ello, se especifican una función de demanda lineal y se estiman econométricamente las curvas de coste marginal de cada una de las empresas consideradas en el estudio. No se incluyen en el modelo la generación en régimen especial, las importaciones ni el bombeo. Así, la demanda a la que hacen frente los oligopolistas en el modelo se ve reducida por la cuantía de este tipo de generación. En los dos próximos epígrafes se explica cómo se ha abordado la especificación de la demanda y de los costes en este estudio. Para terminar, hay que destacar que, al igual que en otros estudios de este tipo, el objetivo de este trabajo consiste en obtener estimaciones del nivel y volatilidad de precios, así como obtener una idea del cambio relativo en los mismos como consecuencia de modificaciones en la estructura empresarial del sector. El análisis en términos relativos tiene interés porque los niveles de precios que se obtienen con este tipo de aplicaciones pueden diferir de los que se observen en el mercado. El estudio de Wolfram (1995) sobre la cuantificación del poder de mercado en el Pool inglés aporta evidencia empírica en este sentido, poniendo de manifiesto que los precios estimados por Green y Newbery han resultado demasiado elevados frente a los realmente observados. Los precios en el Pool dependerán mucho de factores no recogidos por la simulación como son la entrada de agentes, la utilización de contratos bilaterales, etc. En España, el mercado de generación estará afectado por importantes regulaciones - CTC's, carbón nacional, generación en régimen especial, etc., por lo que los resultados no deben tomarse como una predicción del funcionamiento del Pool en los próximos años en nuestro país. 10

11 3. Especificación de la función de demanda El modelo parte de una especificación lineal de la función de demanda. La principal razón para adoptar esta forma funcional es que simplifica la resolución del modelo, siendo una razonable aproximación a otras formas funcionales. De hecho, la regla óptima de reparto de la energía hidráulica adopta una expresión funcional sencilla con este tipo de especificación (ver anexo 2). Por tanto, la función de demanda en el Pool en el periodo t tiene una expresión funcional del tipo: D(p t ) = A t - bp t de la función de demanda, es decir, la estimación de los parámetros A t y b en cada uno de los periodos en que se ha dividido la simulación. Hay que destacar, por último, que en el modelo propuesto se considera que la cantidad demandada por parte de los agentes autorizados a comprar electricidad en el Pool reacciona ante el precio, adoptando el supuesto de que el consumo eléctrico es sensible al precio en el corto plazo. Existen varias razones para sospechar que la elasticidad probablemente no es tan baja: donde b es la pendiente, que se asume no cambia a lo largo del año(5). Alternativamente puede utilizarse la función inversa de demanda: p t = (A t - Q t )/b En este modelo se excluyen del Pool el bombeo, la hidráulica fluyente, la energía en régimen especial y las importaciones. D(p) no representaría la demanda total del sistema, sino sólo la parte de la demanda que atenderían las empresas eléctricas, que en el presente estudio se asume que se comportan siguiendo el modelo de Cournot(6). El número de periodos considerados en este estudio es de seis, que se corresponden con dos periodos de demanda, "alta" y "baja", y tres bloques horarios, "punta", "llano" y "valle". En el anexo 3 se detalla cómo se ha abordado la especificación 1. Las elasticidades de la demanda de energía eléctrica a las que nos referimos se corresponden con las de un sector caracterizado tradicionalmente por una o varias empresas verticalmente integradas que tenían asegurada una fracción del mercado al precio regulado correspondiente. En este contexto, la elasticidad mide la sensibilidad de la demanda de unos consumidores que no tienen libertad de elección y que son los usuarios finales del producto. En un Pool de electricidad los demandantes del producto, en su gran mayoría, no son los usuarios finales del mismo, sino que son fundamentalmente empresas de distribución y comercialización, agentes que pueden tener mayor sensibilidad a los precios y, por tanto, curvas de demanda diferentes a las de los usuarios finales. (5) Con esta forma funcional la elasticidad es -(dd(p)/dp)*(p/d(p)) = b*p/(a-bp). (6) Se excluye a H.Cantábrico como competidor estratégico (y se le supone precio-aceptante) dado su tamaño comparativamente menor. Por ello, la demanda que "ven" los oligopolistas se reduce también por una cuantía equivalente a la capacidad de esta empresa. 11

12 2. El desarrollo e implantación de nuevas tecnologías en los sistemas de medida conducen a una demanda más sensible al precio incluso para los pequeños usuarios finales, ya que reciben señales más precisas sobre el coste de la electricidad. Sin embargo, los grandes consumidores pueden acceder directamente al Pool, disponiendo de más posibilidades e incentivos para reaccionar ante los precios de la electricidad. Así, por ejemplo, podría pensarse que un gran consumidor respondería a una subida en el precio del Pool en un período de tiempo concreto, disminuyendo su demanda, porque tiene la posibilidad de autogenerar energía (autogeneradores, hospitales públicos, etc), porque su proceso productivo admite interrupciones de suministro, etc. 3. El desarrollo de otros mecanismos paralelos al Pool para llevar a cabo los intercambios de electricidad, como los contratos, implica que los compradores de energía pueden desligar del precio del Pool sus pagos a los generadores, de tal forma que cuanto más altos sean los precios en el Pool (o más altas las expectativas sobre los mismos) mayor será el incentivo de los demandantes de electricidad en el Pool a contratar fuera del mismo. En resumen, estas ideas pretenden indicar que la demanda puede jugar un papel más importante de lo que comúnmente se piensa en la determinación de los precios en un mercado mayorista de electricidad, papel que adquiere su importancia precisamente cuando se habla de liberalizar el sector eléctrico(7). (7) En esta sección se ha defendido la idea de que en un Pool puede no ser despreciable la respuesta de la demanda al precio, incluso en el corto plazo. Algunos autores plantean que incluso aunque la curva de demanda total fuese totalmente inelástica en el corto plazo, la existencia de un conjunto amplio de competidores precio aceptantes ("competitive fringe" en la literatura inglesa) puede modificar la estrategia de la(s) principal(es) empresa(s) dominante(s) en el mercado. La existencia de estos competidores puede afectar a la demanda residual percibida por las(s) empresa(s) dominante(s), de tal forma que su capacidad para modificar los precios al alza puede verse alterada si esa curva de demanda residual es más elástica. 12

13 4. Especificación de los costes Para resolver el modelo de Oligopolio (Cournot) propuesto en este trabajo se necesita especificar una función de demanda y también estimar una función de coste para cada empresa. De forma análoga a la determinación de la función de demanda, la estimación de funciones de coste no es trivial y requiere de técnicas muy exigentes en cuanto al nivel de información necesario para su aplicación. Por ello, se simplifica la especificación de la tecnología ordenando el output por orden de mérito según el coste variable y ajustando una curva de coste marginal para cada empresa. La explotación óptima de un sistema eléctrico tiene como objetivo minimizar los costes variables, entre los que se encuentran los costes de combustible, costes de operación y mantenimiento, costes de arranque y costes de acoplamiento. Esto significa que existen restricciones de carácter dinámico o intertemporal en el despacho de los grupos térmicos que ligan la generación de un periodo y la del siguiente. En este trabajo se ignoran estas restricciones intertemporales, modelizando cada periodo independientemente. Cada una de las curvas de coste marginal se compone de los costes de combustible y de los de operación y mantenimiento. La utilización de la información sobre la eficiencia térmica de cada central y una estimación del precio de cada combustible (carbón, fuel, gas y nuclear) a pie de central permite obtener una estimación de los costes de combustible por cada kwh. El cálculo de los costes de combustible se realiza en un escenario de libertad de aprovisionamiento de combustibles fósiles por parte de las empresas eléctricas. Este supuesto implica que no se tiene en cuenta la obligación de quemar carbón nacional, por lo que el precio de este combustible será el del carbón de importación a pie de central. En el caso de la energía hidráulica, se supone un coste de explotación nulo(8). El anexo 4 contiene información sobre la eficiencia térmica y el precio de los combustibles de las centrales térmicas de cada empresa estimados para Con esta información y el parámetro Ka de los costes variables de operación y mantenimiento se calculan los costes marginales para cada una de las centrales de cada empresa. Estos costes marginales se ordenan por orden de mérito, de tal forma, que con la información disponible sobre la potencia de cada central, se estima una curva de costes marginales para cada empresa. La especificación de estas curvas de costes intenta recoger el efecto de la incertidumbre por el lado de la oferta mediante la reducción de la potencia máxima de cada central en un 5% de indisponibilidad por fallo. Al mismo tiempo, se ha reducido la potencia en un 7,76% de media para modelizar las indisponibilidades por mantenimiento(9). El anexo 5 contiene una representación gráfica de los costes marginales de cada una de las empresas en un escenario muy concreto: la punta del periodo de mayor demanda. (8) No debe confundirse esta hipótesis de trabajo con el hecho de que tradicionalmente se ha considerado que la energía hidráulica tiene un coste de oportunidad: el coste de explotación de la central térmica que sustituye marginalmente en cada periodo. En este estudio ese "coste de oportunidad" surge implícitamente de las condiciones de maximización del beneficio que ligan los distintos periodos, si bien es cierto que el coste de explotación de las centrales hidráulicas es casi despreciable. (9) La indisponibilidad por mantenimiento se ha obtenido como la media de tres escenarios de mantenimiento para el parque generador español en 1997 con las hidraulicidades de 1993, 1994 y 1995 obtenidos por el Modelo de Explotación y Fiabilidad Icarus. 13

14 5. Resultados de la simulación En el presente estudio se simulan los resultados del mercado spot de la electricidad, considerando tres escenarios diferentes para la elasticidad precio de la demanda. La simulación se realiza asumiendo que los principales oferentes participan en el mercado maximizando sus beneficios, comportándose como competidores a la Cournot. Como marco de referencia, para evaluar en qué medida las principales empresas eléctricas ejercen poder de mercado, se simula el funcionamiento del mismo cuando los agentes se comportan de forma paramétrica respecto a los precios Nivel de precios La tabla 1 resume los resultados de la simulación en el escenario base de 4 empresas y una pendiente de la curva de demanda igual a 1500, recogiéndose los precios y cantidades de la solución competitiva y de Cournot en cada uno de los periodos de demanda elegidos en el estudio. El anexo 6 recoge también los principales resultados del estudio en los otros dos escenarios de demanda (b=1000 y b=2000). Se presentan resultados medios ponderados por la cantidad producida. La misma información sobre precios y cantidades desagregada por empresas, períodos de demanda y elasticidad de la demanda se refleja en el anexo 7. Tabla 1. Resultados de la simulación en el escenario base. (4 empresas y b= 1500) Solución competitiva Periodo 1 Periodo 2 Total Precio Cantidad Precio Cantidad Precio Cantidad (MWh) (MWh) (MWh) Punta 3, , , Llano 3, , , Valle 3, , , Total 3, , , Solución Cournot Periodo 1 Periodo 2 Total Precio Cantidad Precio Cantidad Precio Cantidad (MWh) (MWh) (MWh) Punta 6, , , Llano 6, , , Valle 5, , , Total 6, , , Como puede comprobarse en la tabla 1, los precios de equilibrio de Cournot son claramente superiores a los precios competitivos, como puede también observarse en el gráfico 1, que muestra las diferencias existentes entre los precios de la solución competitiva y la no competitiva en el escenario base para todos los periodos de simulación considerados. 14

15 Gráfico 1. Precios de mercado. Escenario base. (4 empresas y b=1500) Solución Competitiva Cournot Precio: PTA/kWh 7,00 6,50 6,00 5,50 5,00 4,50 4,00 3,50 3,00 p1p p1ll p1v p2p p2ll p2v Periodo Los resultados sugieren que las empresas eléctricas podrían ejercer algún poder de mercado en todos los periodos considerados, incluso en el valle. En la tabla 2 se mide el grado en que las empresas eléctricas ejercen poder de mercado en el escenario base a través del "mark-up", que se define como el margen precio-coste marginal en porcentaje del precio de mercado, considerando que el coste marginal del sistema coincide con el precio de mercado si las empresas actúan competitivamente. Tabla 2. Mark-up: (Precio Cournot-Precio competitivo)/precio Cournot. Escenario base (4 empresas y b=1500) Periodo1 Periodo 2 Media Punta 44,15% 44,25% 44,23% Llano 39,33% 40,57% 40,10% Valle 33,36% 31,65% 32,42% Media 39,14% 39,24% 39,22% En el escenario base se obtiene un incremento medio de precios respecto a la solución competitiva, medido por el "mark-up", del 39%, con una dispersión que va desde el 44% en punta al 32% en valle. El ejercicio de poder de mercado por parte de las empresas del sector podría ser, por tanto, considerable, tanto en punta como en valle. Esto puede explicarse porque el número de empresas que compiten en el modelo de oligopolio es muy reducido, siendo tres competidores activos en el caso base. De ellas, dos tienen un tamaño similar, Iberdrola y Endesa, mientras que la restante, Unión Fenosa, tiene un tamaño comparativamente mucho menor. En el modelo se ha decidido considerar el comportamiento de H.Cantábrico como el de una empresa precio-aceptante por dos motivos. Primero, esta empresa tiene un tamaño muy pequeño, lo que a priori invita a pensar que tendrá poco poder para alterar el precio en el mercado. Pero es que además, y en segundo lugar, se ha comprobado a posteriori que, tanto en la solución competitiva como en la de Cournot, H.Cantábrico operaría a plena capacidad. Por ello, se simplifica mucho el análisis, sin pérdida alguna 15

16 de generalidad, si se incluye esta empresa dentro del grupo de generadores que en el modelo se han considerado como precio-aceptantes (generación en régimen especial e importaciones). Estos dos factores, reducido número de empresas y asimetrías de tamaño, junto con el hecho de que se ha considerado que el conjunto de competidores precio aceptantes ("competitive fringe") siempre entra en el despacho a plena capacidad en todos los periodos de demanda, provoca que los oligopolistas reduzcan su generación y, dadas las restricciones de capacidad existentes, aumente el precio(10). De hecho, las dos empresas que restringen su producción respecto a la solución competitiva son las dos mayores, entrando Unión Fenosa en el despacho casi a plena capacidad en los periodos de mayor demanda, lo que explica porqué los precios se alejan más de los competitivos en estos periodos que en aquéllos de menor demanda. La elasticidad de la demanda es un factor que en el modelo limita de manera muy importante el ejercicio del poder de mercado por parte de los oligopolistas, tanto en punta como en valle. La elasticidad de la demanda afecta claramente a la capacidad que tienen las empresas para subir el precio por encima de lo que sería socialmente óptimo. Esto se puede comprobar en el anexo 8, donde se presentan los márgenes precio - coste marginal en los otros dos escenarios de demanda considerados. Así, la desviación del precio competitivo se reduce en 8 puntos porcentuales, de media, con una demanda más elástica (pendiente=2000) y aumenta en 10 puntos con una demanda menos elástica (pendiente=1000) Volatilidad de precios En la simulación realizada se constata que la volatilidad de los precios en el Pool es mayor si las empresas ejercen poder de mercado que si se limitan a ofertar el coste marginal. La tabla 3 pretende mostrar este hecho comparando los ratios de precios de cada periodo respecto al precio de la punta del periodo de mayor demanda obtenidos en la solución competitiva y en la de Cournot. En la tabla puede constatarse que los precios en valle, en la solución competitiva, serían en torno a un 10% inferiores a los de punta, mientras que en la solución de Cournot los precios en valle serían entre un 25 y un 30% más bajos que en punta. Asímismo, se ha calculado el coeficiente de variación asociado a las dos soluciones, calculado como el cociente entre la desviación estándar y la media. El coeficiente de variación observado en la solución de Cournot es el doble que el de la solución competitiva, lo que confirma lo mencionado sobre la volatilidad de precios. (10) Borenstein y Bushnell modelizan el "competitive fringe" construyendo una curva de oferta para este conjunto de generadores. De esta forma, la demanda a la que harían frente los oligopolistas californianos es más elástica, sobre todo en valle. En este periodo, el "competitive fringe" no estaría a plena capacidad y, por ello, el poder de los tres oligopolistas para alterar el precio se reduce mucho en este periodo en su simulación. Esto es así, en gran medida, porque este grupo de generadores precio-aceptantes tiene un tamaño considerable respecto al total del mercado californiano, dado el volumen de interconexiones existentes en este estado. En España, sin embargo, la importancia de las interconexiones internacionales es pequeña, por lo que su efecto sobre los resultados de la simulación no sería tan concluyente. En cualquier caso, la inclusión en el modelo de las importaciones y el régimen especial como un "competitive fringe" es una extensión interesante a considerar en el mismo. 16

17 Tabla 3. Volatilidad de precios en el pool. Escenario base. (4 empresas y b= 1500) Solución competitiva Solución Cournot Precio Ratio precios Precio Ratio precios p1p 3,77 100% 6,75 100% p1ii 3,77 100% 6,21 92% p1v 3,40 90% 5,10 76% p2p 3,42 91% 6,14 91% p2ii 3,42 91% 5,76 85% p2v 3,32 88% 4,86 72% Media 3,52 93% 5,80 86% Desv. Est. 0,20 5% 0,72 11% Coef. Variac. 0,06 0,06 0,12 0,12 El incremento de precios que se observa cuando las empresas se comportan estratégicamente va acompañado por una reducción en la producción total en el Pool respecto a la registrada en la solución competitiva, que en el escenario base llega al 20% de media, con un 21% en punta y un 18% en valle, como se puede comprobar a partir de la tabla 1. Si se comparan los resultados del modelo en los tres escenarios de demanda (ver anexos 6 y 7) puede verse que la elasticidad de la demanda apenas tiene influencia sobre la cantidad total ofrecida al Pool cuando las empresas ejercen poder de mercado, a diferencia de lo que ocurre con los precios. Las reducciones observadas en el output son prácticamente del mismo orden de magnitud en los tres escenarios de demanda considerados Asignación de la energía hidroeléctrica Los resultados de la simulación en el modelo de Cournot y en la solución competitiva de referencia se han obtenido dando a la energía hidráulica un tratamiento diferenciado. En el escenario de referencia, el competitivo, la gestión de la energía hidráulica coincide con la que realizaría un optimizador social que trata de minimizar los costes de explotación del sistema centralizadamente. En este estudio, la asignación de agua a cada periodo de demanda coincide con la que resulta del modelo MARGEN, que básicamente coloca el agua recortando las puntas. Por esta razón, los precios de la solución competitiva que aparecen en la tabla 1 y gráfico 1 son iguales en la punta y el llano de cada uno de los periodos. Por su parte, para obtener el equilibrio de Cournot se ha dado un tratamiento distinto a la energía hidráulica. En este caso, la asignación de agua entre periodos no se hace centralizadamente, sino que cada empresa gestiona su energía hidráulica de forma individualizada, tratando de maximizar sus propios beneficios. Para ello cada empresa asigna la cantidad total de energía hidráulica que tiene disponible igualando los ingresos y costes marginales entre periodos. Al final, cada empresa coloca el agua entre los periodos igualando la generación térmica en todos ellos y, por tanto, también el coste de generación. 17

18 En el gráfico 2 se comparan la asignación de la energía hidráulica del modelo MARGEN y la resultante del modelo propuesto en este estudio, así como los efectos de esta asignación sobre la generación térmica. Gráfico 2. Asignación de la energía hidráulica. Escenario base. (4 empresas y b=1500) Hidráulica Modulable MW p1p p1ii p1v p2p p2ii p2v Periodo Margen Cournot Total Hidráulica MW p1p p1ii p1v p2p p2ii p2v Margen Cournot Periodo Generación térmica MW p1p p1ii p1v p2p p2ii p2v Periodo Margen Cournot 18

19 El gráfico muestra cómo una gestión descentralizada de la energía hidráulica modulable, en la que cada empresa intenta maximizar sus beneficios, provoca un desplazamiento de aquélla desde los periodos de menor demanda a los de mayor demanda, respecto al reparto que se deriva de una gestión centralizada. Por tanto, las empresas en su conjunto colocan más hidráulica modulable en el periodo 1 (de mayor demanda) y menos en el periodo 2 (menor demanda) que lo que hace el modelo MARGEN. En el modelo de oligopolio propuesto, las empresas utilizan mayor cantidad de hidráulica modulable cuanto mayor es la demanda, dado que es óptimo repartir la energía hidráulica entre periodos teniendo en cuenta las diferencias de demanda existentes entre los mismos. Puede destacarse, a partir del gráfico, que a las empresas les resulta beneficioso colocar algo de hidráulica modulable incluso en valle. Dado que el ejercicio de poder de mercado es considerable también en dicho periodo, resulta beneficioso situar generación que tiene un coste prácticamente nulo(11). La gestión descentralizada de la energía hidráulica que resulta del modelo lleva a que las empresas igualen su producción térmica en aquellos periodos en los que asignan la hidráulica con capacidad de modulación. Así, la generación térmica se iguala en los bloques de punta y llano de los dos periodos de demanda modelizados. Este hecho se repite en el reparto implícito en el modelo MAR- GEN, con la salvedad de que se iguala la generación térmica en punta y llano de un mismo periodo, pero no entre los dos periodos, es decir, el MARGEN recorta las puntas en cada periodo. Al comparar la generación térmica en la solución competitiva y en la no competitiva, se constatan dos hechos. Primero, existen mayores diferencias entre los bloques de punta y llano respecto al de valle en el equilibrio competitivo que en el de Cournot. Segundo, se produce una substancial reducción de la generación térmica en el equilibrio de Cournot respecto al competitivo. Esta reducción de la generación térmica es la que provoca la reducción de la generación total, ya que en el modelo se contempla una generación hidráulica fija, que se reparte entre periodos. Precisamente esta disminución de la generación térmica (retirada de centrales) y la reasignación de la energía hidráulica modulable entre periodos, respecto a la solución de despacho unificado, son los factores que explican los incrementos de precios observados en el modelo. En el periodo de mayor demanda (periodo1), la reducción de la generación térmica es muy superior a la del segundo periodo. En este periodo de mayor demanda, sin embargo, las empresas utilizan mayor generación hidráulica. La combinación de ambos factores se traduce en una disminución importante de la generación total, un incremento (11) Hay que destacar que sólo Iberdrola asigna agua a los dos valles, mientras que las demás empresas sitúan agua exclusivamente en punta y llano de los dos periodos de demanda. Cada empresa iguala los costes marginales de generación en estos cuatro periodos y, como consecuencia, también la generación térmica. En los otros dos periodos no se cumple esta regla, ni siquiera en el caso de Iberdrola. Para que ello fuera así debería haber resultado un reparto del agua según el cual todas las empresas hubieran colocado agua en valle. 19

20 significativo de precios y la obtención de un beneficio unitario muy grande en una cantidad de energía (hidráulica) considerable. Las empresas, en concreto las dos más grandes, dadas las restricciones de capacidad de las más pequeñas, retiran generación térmica del mercado, provocan una subida significativa del precio y lo aprovechan para colocar la mayor cantidad de agua posible consistente con la estrategia de igualar sus ingresos y costes marginales entre todos los periodos. En el periodo 2 (demanda baja) las empresas reducen tanto la generación térmica como la hidráulica, respecto a la solución en la que el precio es igual al coste marginal, incidiendo ambos factores en un aumento de los precios. Iberdrola, siendo la empresa con mayor potencia hidráulica instalada, consideraría beneficioso no colocar tanta agua en la punta de mayor demanda, para no deprimir los precios. Al mismo tiempo, al disponer de mucha más agua que las demás empresas y ser considerable el poder de mercado que se podría ejercer en valle, maximizaría beneficios colocando algo de hidráulica modulable en valle. En el caso de Endesa, segunda empresa con mayor potencia hidráulica instalada, el reparto de agua para igualar costes marginales entre periodos implicaría una disminución en el periodo de menor demanda y su trasvase al periodo de mayor demanda, fundamentalmente en llano, y siempre respecto a una situación de explotación unificada. Como se ha señalado, cada empresa asigna el agua para igualar los costes marginales de cada periodo, lo que se traduce en que lanzan al mercado la misma cantidad de MW térmicos en dichos periodos. En general, todas retiran agua del periodo de menor demanda para colocarla en el periodo de mayor demanda. No obstante, se observan diferencias entre las mismas en cuanto a la intensidad de este proceso. Podría interpretarse que Iberdrola reasigna hidráulica modulable, respecto a la solución de explotación unificada, retirando agua de los bloques de punta y llano del periodo de menor demanda, para desplazarla al llano del periodo de mayor demanda y a los dos valles. Destacaría en la estrategia de esta empresa que utiliza menos hidráulica modulable en la punta de mayor demanda que el modelo MARGEN y, como se ha señalado, que utiliza algo de modulable en el valle. Esto quiere decir que Comparativamente, esta empresa colocaría más agua en la punta de mayor demanda respecto al modelo MARGEN de lo que lo hace Iberdrola, como consecuencia de que la cantidad de agua de Endesa es menor. No obstante, este incremento de hidráulica modulable en la punta de mayor demanda no es tan importante como para contrarrestar la subida de precios provocada por la reducción de la generación térmica. En definitiva, a diferencia de Iberdrola, Endesa aumentaría la cantidad de agua en la punta de mayor demanda respecto a la prevaleciente en el MARGEN, lo que otorga a Endesa un beneficio unitario mayor por una cantidad de energía hidráulica también mayor. En cualquier caso, como se demuestra en el gráfico 3, la generación hidráulica de Iberdrola es superior a la de Endesa en todos los periodos analizados, tanto en la solución de mínimo coste como en la de Cournot. 20