Supuesto 12
Enunciado
El mercado eléctrico español presenta una estructura oligopolística: en 2023, las tres principales empresas (Iberdrola, Endesa, Naturgy) concentraban aproximadamente el 72% de la capacidad de generación instalada y el 68% de las ventas en el mercado mayorista (CNMC, Informe de supervisión del mercado eléctrico, 2023). El precio medio en el mercado mayorista (pool) alcanzó 167 €/MWh en 2022 y bajó a 92 €/MWh en 2023 tras la adopción de la excepción ibérica (Reglamento UE 2022/1854), que estableció un límite de 40-50 €/MWh al precio del gas natural en la generación eléctrica peninsular española y portuguesa.
Para el análisis cuantitativo, se proporcionan datos del mercado mayorista eléctrico español simplificado (año 2022):
- Demanda inelástica a corto plazo: Q = 250 TWh/año (demanda fija)
- Coste marginal de generación (mix gas + carbón + nuclear): CMg = 80 €/MWh
- Precio medio observado: P = 167 €/MWh
- Índice de Herfindahl-Hirschman (IHH) estimado: 1.850 (basado en cuotas de capacidad)
Se pide:
- Calcula el índice de Lerner (L = (P−CMg)/P) del mercado eléctrico en 2022 e interprétalo en términos de poder de mercado. Calcula también los beneficios extraordinarios agregados del oligopolio (transferencia del consumidor al productor) y el DWL si la demanda no fuese perfectamente inelástica (asume elasticidad-precio de la demanda = −0,1).
- Explica la metodología de medición de markups de De Loecker, Eeckhout y Unger (2020, Quarterly Journal of Economics) y por qué concluyen que el markup medio de las empresas cotizadas globales subió de 1,21 en 1980 a 1,61 en 2016. ¿Se puede aplicar este método al sector eléctrico español?
- Analiza el mecanismo de la excepción ibérica 2022 y su impacto cuantitativo: ¿cómo afectó al precio del pool, al déficit de tarifas y al coste fiscal para el Tesoro?
- Contrasta la posición neoclásica (markups reflejan coste de capital y riesgo de la inversión en infraestructura eléctrica) con la de Stiglitz-Greenwald (2003, Towards a New Paradigm in Monetary Economics) sobre el papel del poder de mercado en la formación de precios en sectores de red.
- Crítica y visión contemporánea: ¿debería el mercado eléctrico español ser regulado como monopolio natural o mantenerse como oligopolio con supervisión de la CNMC? Cita el modelo de Laffont-Tirole (1993) y la propuesta de reforma del mercado eléctrico europeo (REPowerEU + Reforma Mercado Eléctrico, 2023).
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El índice de Lerner mide el poder de mercado como la proporción del precio que supera el coste marginal:
Un índice de Lerner de 0,521 implica que el precio está un 52,1% por encima del coste marginal — un poder de mercado muy elevado para un sector regulado. En competencia perfecta, L = 0; en monopolio puro, L = 1/|E|.
Los beneficios extraordinarios (transferencia del consumidor al productor por el markup):
Para calcular el DWL con elasticidad-precio E = −0,1, primero calculamos la variación de cantidad:
Lerner 2022 = 0,521 (alto poder de mercado) | Transferencia productor: 21.750 M€/año | DWL estimado (E = −0,1): 566 M€/año
De Loecker, Eeckhout y Unger (2020, Quarterly Journal of Economics) proponen estimar los markups de las empresas a partir de datos de cuentas de resultados y de producción, sin necesidad de asumir una estructura de mercado concreta. El método se basa en la relación entre el coste de un input variable (tipicamente el trabajo o los materiales) y el valor de la producción:
La elasticidad-output del input variable (cuánto aumenta la producción si se incrementa ese input en 1%) se estima mediante técnicas de producción con datos de panel (Olley-Pakes, 1996; Levinsohn-Petrin, 2003). Si el markup es 1, la empresa opera en competencia; si es mayor que 1, hay poder de mercado.
Sus resultados muestran que el markup medio de las empresas cotizadas globales subió de 1,21 en 1980 a 1,61 en 2016, un incremento del 33%. El aumento se concentra en las empresas del percentil superior de la distribución (superstar firms), que suben su markup mientras la mediana se mantiene estable. Esto es consistente con el modelo de Autor et al. (2020) de superstar firms: economías de escala crecientes y efectos de red concentran beneficios en pocas empresas con markups elevados.
Para el sector eléctrico español, la aplicación directa del método DE-EU es más difícil porque: (1) las empresas eléctricas tienen múltiples divisiones (generación, distribución, comercialización) con datos agregados difíciles de separar; (2) la distribución eléctrica es un monopolio natural regulado con retribución fija (RAR), por lo que el markup observado mezcla regulación con poder de mercado; (3) los precios del pool son variables y determinados por la subasta marginalista, no por decisión individual de markup. Sin embargo, la metodología es aplicable a la división de generación si se dispone de datos granulares por planta.
DE-EU 2020: markup global 1,21 (1980) → 1,61 (2016), +33%. Método: elasticidad-output del input variable / ratio coste-ventas. Aplicación al sector eléctrico: posible con datos granulares de generación, pero complejo por mezcla de regulación y mercado.
La excepción ibérica (Reglamento UE 2022/1854, aplicada en España desde junio 2022) estableció un límite máximo al precio del gas natural utilizado en la generación eléctrica: 40 €/MWh hasta diciembre 2022 y 50 €/MWh hasta mayo 2023. El mecanismo compensaba a las centrales de ciclo combinado (gas) por la diferencia entre el precio de mercado del gas y el límite regulado, costeada por los consumidores finales mediante un recargo en la factura (ajuste de precio del gas).
El efecto sobre el precio del pool:
La energía nuclear e hidráulica (price-takers en el sistema marginalista) ya no recibían la prima de gas inflado porque el gas en el margen estaba limitado. El ahorro estimado para los consumidores:
El coste fiscal (compensación a las centrales de gas): la diferencia entre el precio de mercado del gas y el límite de 40-50 €/MWh, multiplicada por la generación de gas en el período. El Gobierno español estimó el coste total de la compensación en ~8.000 M€ para el período junio 2022 - mayo 2023 (MITECO, 2023). El ahorro neto para los consumidores fue de ~5.500 M€.
En 2023, tras la normalización de los precios del gas TTF (de 210 €/MWh en ago-2022 a ~40 €/MWh en 2023), el precio del pool cayó a 92 €/MWh sin necesidad de la excepción, que expiró en mayo 2023.
Excepción ibérica: límite gas 40 €/MWh → pool 167 → 113 €/MWh | Ahorro bruto consumidores: 13.500 M€/año | Coste fiscal compensación: ~8.000 M€ para el período | Ahorro neto: ~5.500 M€.
Posición neoclásica (Joskow, 2008; Tirole, 2014): los markups elevados en el sector eléctrico reflejan la necesidad de remunerar inversiones en infraestructuras de larga vida útil (centrales nucleares, parques eólicos, redes de distribución) con periodos de retorno de 20-40 años y riesgo regulatorio elevado. Sin márgenes suficientes, las empresas no invierten en nueva capacidad, poniendo en riesgo la seguridad de suministro. El markup es el mecanismo de mercado que señaliza la necesidad de inversión: precios altos atraen nueva oferta y comprimen el margen.
La crítica neoclásica a la intervención de la excepción ibérica es que, al limitar el precio del gas en el margen, se desincentiva la inversión en ciclos combinados (centrales de respaldo esenciales para la intermitencia renovable) y se crea incertidumbre regulatoria que eleva el coste de capital de nuevas inversiones.
Posición Stiglitz-Greenwald (2003, Towards a New Paradigm in Monetary Economics): en presencia de información asimétrica y poder de mercado, los precios de mercado no son señales fiables de escasez. Los markups elevados en sectores de red (electricidad, telecomunicaciones, ferrocarriles) pueden mantenerse indefinidamente sin atraer nueva oferta si hay barreras de entrada estructurales (permisos, inversión mínima, control de redes de distribución). En estos casos, el markup no es una señal de inversión sino una renta de posición: los incumbentes capturan excedente del consumidor sin incurrir en nuevos costes. La regulación activa de precios (no sólo supervisión ex-post de la competencia) es necesaria.
Neoclásico: markup alto = señal de inversión necesaria (sin rentabilidad, no hay nueva capacidad). Stiglitz-Greenwald: markup en sectores de red = renta de posición, no señal — justifica regulación de precios activa, no solo supervisión.
La pregunta de fondo es si el mercado eléctrico español debe organizarse como mercado liberalizado con supervisión (modelo actual, oligopolio pool), regulación como monopolio natural (regulación de tasa de retorno o price-cap) o modelo mixto con empresa pública de generación.
Laffont y Tirole (1993, A Theory of Incentives in Procurement and Regulation) desarrollaron el modelo teórico dominante para la regulación de monopolios naturales: el regulador no observa el tipo de coste del regulado (información asimétrica) y debe diseñar contratos que equilibren la eficiencia productiva (incentivo a reducir costes) con la renta informacional mínima (no pagar en exceso al regulado). Su modelo justifica regímenes de regulación tipo price-cap (límite de precio ajustado por inflación − productividad, RPI-X en el modelo Beesley-Littlechild), que transmiten incentivos eficientes sin revelar costes reales al regulador.
En España, la distribución eléctrica (redes de alta y baja tensión) ya está regulada como monopolio natural con retribución regulada por CNMC (RAR). La generación está liberalizada con supervisión del mercado mayorista. La eficiencia de este modelo mixto depende de que el segmento competitivo (generación) funcione realmente en condiciones de competencia — algo cuestionable con IHH de 1.850 (umbral de concentración elevada: IHH mayor que 2.500 para la CE, pero mayor que 1.800 ya sugiere preocupaciones).
La Reforma del Mercado Eléctrico Europeo (2023) y el paquete REPowerEU proponen avanzar hacia contratos de diferencia (CfDs) a largo plazo para las energías renovables y nucleares, desconectando parcialmente el precio al consumidor de la volatilidad del mercado spot. Esto reduce la transferencia de renta de los generadores renovables (coste marginal cercano a cero) que en el sistema marginalista actual cobran el precio del gas cuando este es el marginal. En el modelo CfD, el generador renovable cobra un precio fijo acordado con el gobierno; si el precio de mercado supera ese precio, devuelve la diferencia al Tesoro.
La lección del mercado eléctrico español para el temario de oposiciones es que la eficiencia en sectores de red exige combinar regulación de la infraestructura (monopolio natural), supervisión de la competencia en el segmento de generación/comercialización y diseño de mercado (subastas, CfDs) que transmita señales correctas de inversión a largo plazo sin generar rentas de posición excesivas para los incumbentes.