Supòsit 138
Enunciado
El mercat elèctric espanyol presenta una estructura oligopolística: el 2023, les tres principals empreses (Iberdrola, Endesa, Naturgy) concentraven aproximadament el 72% de la capacitat de generació instal·lada i el 68% de les vendes al mercat majorista (CNMC, Informe de supervisió del mercat elèctric, 2023). El preu mitjà al mercat majorista (pool) va arribar a 167 €/MWh el 2022 i va baixar a 92 €/MWh el 2023 després de l’adopció de l’excepció ibèrica (Reglament UE 2022/1854), que va establir un límit de 40-50 €/MWh al preu del gas natural en la generació elèctrica peninsular espanyola i portuguesa.
Per a l’anàlisi quantitativa, es proporcionen dades del mercat majorista elèctric espanyol simplificat (any 2022):
- Demanda inelàstica a curt termini: Q = 250 TWh/any (demanda fixa)
- Cost marginal de generació (mix gas + carbó + nuclear): CMg = 80 €/MWh
- Preu mitjà observat: P = 167 €/MWh
- Índex de Herfindahl-Hirschman (IHH) estimat: 1.850 (basat en quotes de capacitat)
Es demana:
- Calcula l’índex de Lerner (L = (P−CMg)/P) del mercat elèctric el 2022 i interpreta’l en termes de poder de mercat. Calcula també els beneficis extraordinaris agregats de l’oligopoli (transferència del consumidor al productor) i el DWL si la demanda no fora perfectament inelàstica (assumeix elasticitat-preu de la demanda = −0,1).
- Explica la metodologia de mesurament de markups de De Loecker, Eeckhout i Unger (2020, Quarterly Journal of Economics) i per què conclouen que el markup mitjà de les empreses cotitzades globals va pujar d’1,21 el 1980 a 1,61 el 2016. Es pot aplicar aquest mètode al sector elèctric espanyol?
- Analitza el mecanisme de l’excepció ibèrica 2022 i el seu impacte quantitatiu: com va afectar el preu del pool, el dèficit de tarifes i el cost fiscal per al Tresor?
- Contrasta la posició neoclàssica (els markups reflecteixen cost de capital i risc de la inversió en infraestructura elèctrica) amb la de Stiglitz-Greenwald (2003, Towards a New Paradigm in Monetary Economics) sobre el paper del poder de mercat en la formació de preus en sectors de xarxa.
- Crítica i visió contemporània: hauria el mercat elèctric espanyol de ser regulat com a monopoli natural o mantindre’s com a oligopoli amb supervisió de la CNMC? Cita el model de Laffont-Tirole (1993) i la proposta de reforma del mercat elèctric europeu (REPowerEU + Reforma Mercat Elèctric, 2023).
Mostrar solución
L’índex de Lerner mesura el poder de mercat com la proporció del preu que supera el cost marginal:
Un índex de Lerner de 0,521 implica que el preu està un 52,1% per damunt del cost marginal — un poder de mercat molt elevat per a un sector regulat. En competència perfecta, L = 0; en monopoli pur, L = 1/|E|.
Els beneficis extraordinaris (transferència del consumidor al productor pel markup):
Per calcular el DWL amb elasticitat-preu E = −0,1, primer calculem la variació de quantitat:
Lerner 2022 = 0,521 (alt poder de mercat) | Transferència productor: 21.750 M€/any | DWL estimat (E = −0,1): 566 M€/any
De Loecker, Eeckhout i Unger (2020, Quarterly Journal of Economics) proposen estimar els markups de les empreses a partir de dades de comptes de resultats i de producció, sense necessitat d’assumir una estructura de mercat concreta. El mètode es basa en la relació entre el cost d’un input variable (típicament el treball o els materials) i el valor de la producció:
L’elasticitat-output de l’input variable (quant augmenta la producció si s’incrementa eixe input en 1%) s’estima mitjançant tècniques de producció amb dades de panell (Olley-Pakes, 1996; Levinsohn-Petrin, 2003). Si el markup és 1, l’empresa opera en competència; si és major que 1, hi ha poder de mercat.
Els seus resultats mostren que el markup mitjà de les empreses cotitzades globals va pujar d’1,21 el 1980 a 1,61 el 2016, un increment del 33%. L’augment es concentra en les empreses del percentil superior de la distribució (superstar firms), que pugen el seu markup mentre la mediana es manté estable. Açò és consistent amb el model d’Autor et al. (2020) de superstar firms: economies d’escala creixents i efectes de xarxa concentren beneficis en poques empreses amb markups elevats.
Per al sector elèctric espanyol, l’aplicació directa del mètode DE-EU és més difícil perquè: (1) les empreses elèctriques tenen múltiples divisions (generació, distribució, comercialització) amb dades agregades difícils de separar; (2) la distribució elèctrica és un monopoli natural regulat amb retribució fixa (RAR), per la qual cosa el markup observat barreja regulació amb poder de mercat; (3) els preus del pool són variables i determinats per la subhasta marginalista, no per decisió individual de markup. No obstant això, la metodologia és aplicable a la divisió de generació si es disposa de dades granulars per planta.
DE-EU 2020: markup global 1,21 (1980) → 1,61 (2016), +33%. Mètode: elasticitat-output de l’input variable / ratio cost-vendes. Aplicació al sector elèctric: possible amb dades granulars de generació, però complex per la barreja de regulació i mercat.
L’excepció ibèrica (Reglament UE 2022/1854, aplicada a Espanya des de juny 2022) va establir un límit màxim al preu del gas natural utilitzat en la generació elèctrica: 40 €/MWh fins a desembre 2022 i 50 €/MWh fins a maig 2023. El mecanisme compensava les centrals de cicle combinat (gas) per la diferència entre el preu de mercat del gas i el límit regulat, costejada pels consumidors finals mitjançant un recàrrec en la factura (ajust de preu del gas).
L’efecte sobre el preu del pool:
L’energia nuclear i hidràulica (price-takers en el sistema marginalista) ja no rebien la prima de gas inflat perquè el gas en el marge estava limitat. L’estalvi estimat per als consumidors:
El cost fiscal (compensació a les centrals de gas): la diferència entre el preu de mercat del gas i el límit de 40-50 €/MWh, multiplicada per la generació de gas en el període. El Govern espanyol va estimar el cost total de la compensació en ~8.000 M€ per al període juny 2022 - maig 2023 (MITECO, 2023). L’estalvi net per als consumidors va ser de ~5.500 M€.
El 2023, després de la normalització dels preus del gas TTF (de 210 €/MWh a l’agost de 2022 a ~40 €/MWh el 2023), el preu del pool va caure a 92 €/MWh sense necessitat de l’excepció, que va expirar al maig de 2023.
Excepció ibèrica: límit gas 40 €/MWh → pool 167 → 113 €/MWh | Estalvi brut consumidors: 13.500 M€/any | Cost fiscal compensació: ~8.000 M€ per al període | Estalvi net: ~5.500 M€.
Posició neoclàssica (Joskow, 2008; Tirole, 2014): els markups elevats al sector elèctric reflecteixen la necessitat de remunerar inversions en infraestructures de llarga vida útil (centrals nuclears, parcs eòlics, xarxes de distribució) amb períodes de retorn de 20-40 anys i risc regulatori elevat. Sense marges suficients, les empreses no inverteixen en nova capacitat, posant en risc la seguretat de subministrament. El markup és el mecanisme de mercat que senyalitza la necessitat d’inversió: preus alts atrauen nova oferta i comprimeixen el marge.
La crítica neoclàssica a la intervenció de l’excepció ibèrica és que, en limitar el preu del gas en el marge, es desincentiva la inversió en cicles combinats (centrals de suport essencials per a la intermitència renovable) i es crea incertesa regulatòria que eleva el cost de capital de noves inversions.
Posició Stiglitz-Greenwald (2003, Towards a New Paradigm in Monetary Economics): en presència d’informació asimètrica i poder de mercat, els preus de mercat no són senyals fiables d’escassetat. Els markups elevats en sectors de xarxa (electricitat, telecomunicacions, ferrocarrils) poden mantindre’s indefinidament sense atraure nova oferta si hi ha barreres d’entrada estructurals (permisos, inversió mínima, control de xarxes de distribució). En aquests casos, el markup no és un senyal d’inversió sinó una renda de posició: els incumbents capturen excedent del consumidor sense incórrer en nous costos. La regulació activa de preus (no només supervisió ex-post de la competència) és necessària.
Neoclàssic: markup alt = senyal d’inversió necessària (sense rendibilitat, no hi ha nova capacitat). Stiglitz-Greenwald: markup en sectors de xarxa = renda de posició, no senyal — justifica regulació de preus activa, no només supervisió.
La pregunta de fons és si el mercat elèctric espanyol s’ha d’organitzar com a mercat liberalitzat amb supervisió (model actual, oligopoli pool), regulació com a monopoli natural (regulació de taxa de retorn o price-cap) o model mixt amb empresa pública de generació.
Laffont i Tirole (1993, A Theory of Incentives in Procurement and Regulation) van desenvolupar el model teòric dominant per a la regulació de monopolis naturals: el regulador no observa el tipus de cost del regulat (informació asimètrica) i ha de dissenyar contractes que equilibren l’eficiència productiva (incentiu a reduir costos) amb la renda informacional mínima (no pagar en excés al regulat). El seu model justifica règims de regulació tipus price-cap (límit de preu ajustat per inflació − productivitat, RPI-X en el model Beesley-Littlechild), que transmeten incentius eficients sense revelar costos reals al regulador.
A Espanya, la distribució elèctrica (xarxes d’alta i baixa tensió) ja està regulada com a monopoli natural amb retribució regulada per la CNMC (RAR). La generació està liberalitzada amb supervisió del mercat majorista. L’eficiència d’aquest model mixt depèn que el segment competitiu (generació) funcione realment en condicions de competència — cosa qüestionable amb IHH de 1.850 (llindar de concentració elevada: IHH major que 2.500 per a la CE, però major que 1.800 ja suggereix preocupacions).
La Reforma del Mercat Elèctric Europeu (2023) i el paquet REPowerEU proposen avançar cap a contractes de diferència (CfD) a llarg termini per a les energies renovables i nuclears, desconnectant parcialment el preu al consumidor de la volatilitat del mercat spot. Açò redueix la transferència de renda dels generadors renovables (cost marginal proper a zero) que en el sistema marginalista actual cobren el preu del gas quan aquest és el marginal. En el model CfD, el generador renovable cobra un preu fix acordat amb el govern; si el preu de mercat supera eixe preu, retorna la diferència al Tresor.
La lliçó del mercat elèctric espanyol per al temari d’oposicions és que l’eficiència en sectors de xarxa exigeix combinar regulació de la infraestructura (monopoli natural), supervisió de la competència al segment de generació/comercialització i disseny de mercat (subhastes, CfD) que transmeta senyals correctes d’inversió a llarg termini sense generar rendes de posició excessives per als incumbents.