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El Túnel del Tiempo: La Subasta Spot de Electricidad en el Año 2000.

Buceando en la hemeroteca he encontrado el artículo que reproduzco en esta entrada. Es un artículo que publicó María Guadalupe en Cinco Días el 17 de Octubre del año 2000 a raíz de la propuesta (posteriormente frustrada) de una fusión entre Endesa e Iberdrola. Ha pasado el tiempo y algunos de los elementos del artículo han cambiado. Sin embargo la idea principal sigue vigente, como evidencia esta entrada de Natalia Fabra y los comentarios que la siguen. Las subastas de último precio, cuando el mercado de generación no es muy competitivo, favorecen la colusión tácita y facilitan la fijación de precios. Os recomiendo que lo leáis con atención, apreciando que fue escrito como tema de actualidad hace casi 14 años. Añado mis propios comentarios después del artículo de María.

TRIBUNA
El monopolio de la electricidad en España

El anunciado proyecto de fusión entre Endesa e Iberdrola ha propiciado la lógica controversia que suele acompañar este tipo de operaciones. Sin embargo, y como sucede a menudo, se corre el riesgo de olvidar elementos claves al calor del debate. Desde esta perspectiva, la pregunta que habría que hacerse no es tanto si permitir dicha fusión iría en detrimento de la competencia como si realmente existe competencia en el sector eléctrico español.

Existe cierta confusión en el discurso cotidiano sobre los objetivos de las medidas liberalizadoras y de los mecanismos de mercado para beneficiar al consumidor y promover la prosperidad de un país. Un mercado será eficiente sólo si existe competencia perfecta, en la que ningún agente tiene capacidad de manipular los precios y todos los bienes tienen un precio y la posibilidad de ser intercambiables. El incumplimiento de alguno de estos requisitos hace que el mercado por sí mismo no sea eficiente. En particular, el mercado no funciona si alguno de los jugadores puede fijar precios de monopolio, como es el caso del mercado español de electricidad. Éste es un mercado difícil de entender para no iniciados y que ofrece posibilidades de actuación estratégica muy sutiles por parte de los agentes.

En España se reformó el mercado mayorista de la electricidad en 1998, estableciéndose un sistema similar al pool inglés. Dicho modelo establece un mercado para cada hora, en el que se compra y vende la electricidad. Los productores comunican a un agente central cuánto quieren vender y a qué precio para cada una de las 24 horas del día. Por su parte, los demandantes de electricidad comunican un precio y una cantidad de compra. El agente central se encarga de casar oferta y demanda, y se asegura de que ésta es satisfecha. Una vez tiene las ofertas y las demandas, llama a los generadores por orden, empezando por el que pidió un precio menor, hasta que llega a la última unidad necesaria para satisfacer la demanda. Y aquí viene una característica esencial del sistema: el precio de esa unidad marginal es el precio que reciben todos los productores, independientemente de lo que solicitaron.

Otra característica esencial de este mercado es que la demanda de electricidad es muy poco flexible y responde sólo a medio plazo a las variaciones de precios. A corto plazo, la demanda horaria es bastante predecible: será mayor si bajan mucho las temperaturas, de día que de noche, en días laborables, etcétera.

¿Cómo se fijan los precios en este marco? Cada empresa productora analiza su posición dentro del mercado para determinar cuánto debe ofrecer y a qué precio maximizará sus beneficios. Si todos los generadores son relativamente pequeños, reinará la competencia y todos tenderán a pedir un precio igual al coste de la última unidad producida, alcanzando así la eficiencia. Pero dado el sistema de subasta, el comportamiento será muy distinto si existe un generador muy grande en relación a los demás. Éste es el caso de España, donde hay cuatro generadores principales. El más grande, Endesa, tiene 19 MWh de capacidad instalada; el segundo, Iberdrola, tiene 16 MWh de capacidad instalada; Unión Fenosa, 5,2 MWh; Hidrocantábrico, 1,7 MWh. Si la demanda en una hora determinada es alta, por ejemplo, 23 MWh, sería imprescindible contar con Endesa, puesto que la suma de capacidades del resto de las empresas no permitiría satisfacerla. En este caso los pequeños productores tienen dos alternativas extremas: pedir un precio muy alto y arriesgarse a no vender nada o pedir uno más bajo y asegurarse la venta al precio de la última unidad vendida. Claramente, el pequeño generador no tiene ningún poder para influenciar los precios, y por ello su estrategia óptima es pedir un precio muy bajo o casi nulo y recibir el precio de la última unidad.

¿Qué hará el generador grande? Endesa sabe que a ese nivel de demanda, como los otros generadores no alcanzan el volumen de producción necesario, va a ser llamada para aportar producción y, en consecuencia, puede fijar el precio que desee, que será el que maximice sus beneficios. En estas circunstancias, Endesa opera claramente como un monopolio. Este tipo de agente se conoce como jugador pivote, ya que es el que decide lo que sucede en el mercado. Y lo más curioso es que el resto de las empresas del sector no tienen absolutamente ningún motivo para quejarse, ya que ellas también están vendiendo al precio de monopolio.

El análisis es algo más complejo de lo que aquí se explica, ya que hay que tener en cuenta las diferentes fuentes de energía para calcular el nivel de demanda donde surge un jugador pivote, pero tanto las cantidades como el orden de magnitud del ejemplo se ajustan a lo que sucede en la realidad. Además, si la demanda es muy alta, pueden surgir más jugadores pivote. Por ejemplo, en el caso español, Iberdrola es pivote en una parte significativa de las horas del año. Según cálculos fiables, Endesa es pivote en el 60% de las horas del año, e Iberdrola, en el 20%. Es decir que en aproximadamente el 80% de las horas del año el precio de la electricidad es un precio de monopolio.

¿Qué sucede en este marco si se deja que los dos agentes más grandes se fusionen? El resultado es obvio: el nuevo ente será pivote en prácticamente la totalidad de las horas del año y fijará continuamente precios de monopolio. Además, para que haya competencia no es suficiente que entren a competir más generadores, especialmente en un mercado geográficamente aislado como el español. En este modelo de subasta, si se introducen más generadores, mientras el tamaño de éstos no amenace al generador grande no habrá manera de evitar que el dominante siga condicionando la fijación de los precios. Por tanto es erróneo ocuparse únicamente del número de operadores del mercado, cómo está haciendo el Gobierno. La solución más obvia para recuperar la competencia en el mercado es dividir el generador grande en varios. Otra posibilidad es rediseñar la subasta de manera que nadie pueda ejercer poder de monopolio.

Entender cómo funciona un mercado y cuáles son los incentivos que se otorgan a los agentes, que sólo buscan maximizar sus beneficios, es esencial para comprender qué es lo que sucede en ciertos sectores, por qué los precios evolucionan como lo hacen y para poder emitir un juicio fundado sobre propuestas de política económica o proyectos de fusiones. Casualmente, quienes sin duda mejor conocen en nuestro país los entresijos de este mercado son quienes, por alguna razón, no tienen ningún incentivo para denunciar los comportamientos monopolistas.

Publicado por María Guadalupe Galván. Economista en el Center for Economic Performance de la London School of Economics. En Cinco Días, el martes 17 de Octubre del 2000 página  27

 

 

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Las implicaciones del artículo son importantes. En el 2000 ya había serias sospechas de que la subasta mayorista de electricidad estaba mal diseñada dada la configuración del mercado de generación en España. Este artículo de Natalia Fabra escrito en el 2001 y publicado en el 2003 también pone de manifiesto problemas similares. Hay que clarificar que el artículo de María Guadalupe habla de la subasta spot de precios diarios, mientras que la entrada de Natalia Fabra de la semana pasada se centra en la subasta de futuros del CESUR que es la que actualmente se utiliza como referencia para la tarifa de último recurso. Sin embargo, ambas subastas están vinculadas por la posibilidad de realizar arbitraje entre ellas. Se ha enfatizado mucho en los últimos días en algunos medios que en la subasta del CESUR participan muchas entidades financieras y que los generadores de electricidad tienen poco poder de mercado. Aunque esto es en parte cierto, esta aparente pátina de mercado competitivo es engañosa. La subasta del CESUR es un mercado de seguro-apuesta sobre los resultados de la subasta diaria (precios spot). Si el precio del producto subyacente sobre el que se apuesta es fácilmente manipulable, los precios resultantes en la subasta del CESUR no serán los propios de la competencia, por muchos participantes que tenga.

En la actualidad es más difícil replicar el análisis del artículo de María Guadalupe y analizar en base a potencia instalada quien es el generador pivotal. La razón es que algunas tecnologías de generación como la eólica pueden tener mucha capacidad instalada, pero no estar disponibles en un momento determinado del tiempo. Otras como la hidráulica o la nuclear no siempre operan a la máxima capacidad instalada y lo hacen de un modo predecible por el mercado. El análisis de la capacidad disponible es más complicado que el de la capacidad instalada. En 2007 la consultora London Economics realizo un estudio para la Dirección General de la Competencia de la UE en el que estimaba que en España, los dos generadores más importantes son pivotales en capacidad disponible en un 25% y 26% de las horas respectivamente.

Además, existen dudas directas sobre el correcto funcionamiento de la subasta del CESUR. En primer lugar tiene un diseño similar a la subasta spot, con lo que no está libre de sospecha de colusión tácita. En segundo lugar, está inherentemente vinculada los mercados de electricidad a plazo que no son mercados organizados, se negocian over the counter y son extremadamente opacos (en particular, muy opacos desde el punto de vista de la CNE y 100% opacos para el resto de los mortales). Por último, la subasta del CESUR incorpora una prima de riesgo asociada a la dificultad de predecir los precios diarios. Esto es una característica normal en un mercado a plazo y siendo la electricidad un bien difícilmente almacenable, pero no me queda claro por qué los consumidores tienen que pagar en sus facturas por dicha prima de riesgo.

Siguiendo el argumento del artículo de María Guadalupe, el diseño de la subasta spot es tal, que para alcanzar precios no competitivos no es necesaria la coordinación de los distintos participantes. Si la demanda es predecible, cada jugador sabe en todo momento cual es el precio al que le toca pujar para maximizar el beneficio de todos. En particular, la empresa que puja como proveedor marginal, maximiza sus beneficios como monopolista (o más exactamente como monopolista residual). Otros diseños de subasta como la subasta pay as you bid reducen la posibilidad de manipulación cuando hay pocos participantes y son equivalentes a la subasta actual cuando hay muchos participantes. También en Nada es Gratis, la semana pasada José Pablo Feijóo habló del diseño de la subasta  dentro de lo que en su post de denominaba, el mito 3.  Creo que en su defensa del actual sistema se mezclan conceptos innecesariamente. En una subasta de pay as you bid las pujas de los generadores más eficientes no serían a precios marginales, y por tanto obtendrían beneficios como en cualquier mercado. Eso sí, los precios medios serían más difícilmente manipulables. Os recomiendo que os leáis este artículo que aporta el propio José Pablo Feijóo en el que i) se explica bastante bien las pujas en ambas subastas cuando el mercado es competitivo y muestra como los precios medios obtenidos son equivalentes cuando hay competencia, ii) hay una sección sobre poder de mercado en la página 16 que es una antología del disparate, memorable para cualquiera que sepa leer entre líneas.

En definitiva, es increíble que después de tantos años los distintos gobiernos y organismos reguladores no hayan intentado modificar la estructura de una subasta en la que la manipulación de precios es inherentemente sencilla debido a su diseño y a nuestra estructura de mercado.