Ensayo sobre la reforma del sector eléctrico : tecnología y competencia

UNIVERSIDAD DE LAS PALMAS DE GRAN CANARIA DEPARTAMENTO DE ANÁLISIS ECONÓMICO APLICADO TESIS DOCTORAL ENSAYOS SOBRE LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO: TECNOLOGÍA Y COMPETENCIA CIRO EDUARDO BAZÁN NAVARRO Las Palmas de Gran Canaria, 2011 D. OFELIA BETANCOR CRUZ SECRETARIA DEL DEPARTAMENTO DE ANÁLISIS ECONÓMICO APLICADO DE LA UNIVERSIDAD DE LAS PALMAS DE GRAN CANARIA, CERTIFICA, Que el Consejo de Doctores del Departamento en su sesión de fecha 17 de Junio de 2011 tomó el acuerdo de dar el consentimiento para su tramitación, a la tesis doctoral titulada “Ensayos sobre la reforma del sector eléctrico: tecnología y competencia”, presentada por el doctorando D. Ciro Eduardo Bazán Navarro y dirigida por el Doctor D. Francisco Javier Campos Méndez. Y para que así conste, y a efectos de lo previsto en el artículo 73.2 del Reglamento de Estudios de Doctorado de esta Universidad, firmo el presente en Las Palmas de Gran Canaria, a 24 de Junio de dos mil once. UNIVERSIDAD DE LAS PALMAS DE GRAN CANARIA DEPARTAMENTO DE ANÁLISIS ECONÓMICO APLICADO DOCTORADO EN ECONOMÍA TESIS DOCTORAL ENSAYOS SOBRE LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO: TECNOLOGÍA Y COMPETENCIA Tesis Doctoral presentada por D. Ciro Eduardo Bazán Navarro. Dirigida por el Dr. D. Francisco Javier Campos Méndez El Director El Doctorando Las Palmas de Gran Canaria, 2011 Ensayos sobre la reforma del sector eléctrico: tecnología y competencia TESIS DOCTORAL CIRO EDUARDO BAZÁN NAVARRO Departamento de Análisis Económico Aplicado (DAEA) Universidad de Las Palmas de Gran Canaria (ULPGC) iv investigación en el DAEA de la ULPGC entre diciembre de 2008 y Junio de 2009, estancia que me ha permitido culminar la presente tesis. Finalmente, agradecer a la Universidad Católica Santo Toribio de Mogrovejo (USAT) por haberme otorgado una licencia con goce de haberes durante mi estancia de investigación en el DAEA de la ULPGC. A todos, gracias mil por su apoyo incondicional. v Índice Resumen 1 1 Introducción 3 2 Efectos de la reforma del sector eléctrico: modelización teórica y experiencia internacional 11 2.1 Introducción………………………………………………………….......................................... 11 2.2 Características técnico-económicas de un sistema eléctrico………………........... 13 2.2.1 Definición y estructura de un sistema eléctrico………………………………… 14 2.2.1.1 Generación…………………………………………................................. 16 2.2.1.2 Transporte………………………………………………............................. 16 2.2.1.3 Comercialización………………………………………………………………… 20 2.2.2 Operación del sistema eléctrico: el papel central de la red de transmisión………………………………………................................................... 22 2.3 Efectos de la reforma de un mercado eléctrico: modelización teórica…………….……………………………………………………………………………………………. 25 2.3.1 Descripción del modelo……………………………………….…….......................... 27 2.3.2 Modelo tradicional sistema eléctrico centralizado (operación y planificación centralizadas)…………........................................................ 29 2.3.3 Modelos de sistema eléctrico reformado………………………………………..… 34 2.3.3.1 El modelo del comprador único……………................................ 37 2.3.3.2 El modelo de competencia en el mercado mayorista………………………………………………..….......................... 40 2.3.3.3 El modelo de competencia en los mercados mayorista y minorista……………………………………..………................................ 43 2.3.3.4 Estructura de los mercados eléctricos mayoristas…………………………..………………….............................. 45 2.3.3.4.1 El modelo del pool…………………………………………... 47 2.3.3.4.2 El modelo de bolsa de energía (Power Exchange) y Operador Independiente del Sistema (OIS)……... 48 2.3.3.4.3 Mercados mayoristas híbridos…………………......... 49 2.3.3.5 Análisis de modelos de sistema eléctrico reformado……….…. 50 2.3.3.5.1 Modelo con un productor como monopolista……………………………………………………… 50 2.3.3.5.2 Modelo con productores precio aceptantes……… 52 2.3.3.5.3 Modelo de Cournot…………………………………………… 54 2.3.3.5.4 Análisis de un caso particular…………………….……… 57 2.4 La experiencia internacional………………………………………………..………………………... 64 2.5 Conclusiones……………………………………………..………………………………………..…........ 74 3 La ampliación de capacidad en la generación eléctrica: tecnología convencional Vs. energías renovables 77 3.1 Introducción…………………………………………………..……………………………………………… 77 3.2 Revisión de la literatura…..………………………….…………………………………………..….... 80 3.3 Modelo teórico……………………………………………………………………………………………… 89 3.3.1 Horizonte temporal de corto plazo……………………………………………………. 89 vi 3.3.2 El equilibrio desde el punto de vista privado……………………….………..…… 95 3.3.3 El equilibrio desde el punto de vista social…………………………….....……... 102 3.4 La decisión de ampliar capacidad…………………………………………..……………………... 104 3.4.1 El equilibrio privado……………………………………………….............................. 106 3.4.1.1 Proceso de inducción hacia atrás: Etapa II………………………….. 106 3.4.1.2 Proceso de inducción hacia atrás: Etapa I…………………………… 115 3.4.2 El equilibrio social…………………………………………………….……………………….. 117 3.5 Análisis de sensibilidad……………………………………….………………………………………... 120 3.6 Conclusiones…………………………………………………………….…………………………………... 122 3.7 Anexos: demostraciones de proposiciones.……………………………………………........ 125 4 Comportamiento estratégico y poder de mercado en el mercado eléctrico peruano 147 4.1 Introducción………………………………………………………………………..………………………… 147 4.2 El mercado eléctrico peruano……………………………………………………………………..... 154 4.2.1 El proceso de reforma y el marco legal…………………………………………...... 155 4.2.2 La situación durante el periodo de análisis……………………………………………………………………………….………………. 160 4.2.3 Características de la industria eléctrica peruana…….…………................. 168 4.2.3.1 Agentes y actividades del sector eléctrico peruano……………. 168 4.2.3.2 Segmentación de la industria…………………………………………..…. 171 4.2.3.3 La operación técnica y económica en el sistema eléctrico….. 173 4.2.3.4 Las tarifas eléctricas………………………………………………………….... 176 4.2.3.5 Problemática del sector eléctrico peruano………..……............. 187 4.3 Modelo de simulación……………………………………………………………………………….…. 195 4.3.1 Formulación del modelo……………………………………………………..……………. 198 4.3.2 Implementación del modelo………………………………………..…………………... 199 4.3.2.1 Demanda del mercado………………………….……….……................ 199 4.3.2.2 Oferta del mercado……………………………………..………………........ 203 4.4 Simulación…………………………………………………………………………………..…………….…. 208 4.4.1 Algoritmo del modelo de Nash-Cournot……………….…………………………… 208 4.4.2 Maximización de los beneficios de las empresas………….…………………... 209 4.4.2.1 Escenario de competencia à la Nash-Cournot……………….….... 209 4.4.2.2 Escenario competitivo (Benchmark)………………………………..…. 213 4.5 Resultados de la simulación…………………………………………….………………………...... 216 4.6 Conclusiones……………………………………………………………………………………….........… 226 4.7 Anexo: Códigos del programa de simulación...…………………….……………………..... 229 5 Conclusiones 257 6 Referencias 263 vii Índice de tablas Tabla 2.1: Características de los moledos analizados…………………………………………………… 63 Tabla 3.1: Resultados que se obtendrían si la empresa 2 maximizara sus beneficios actuando como monopolista sobre su demanda residual sin tener restricciones de capacidad…………………………………………………………………………………………………………………….. 93 Tabla 3.2: Resultados que se obtendrían si la empresa 2 maximizara sus beneficios actuando como monopolista sobre su demanda residual teniendo restricciones de capacidad………………………………………………………………………………………………………………….... 99 Tabla 3.3: Costes de inversión y producción de fuentes de energía renovables…………………………………………………………………………………………………………….….… 104 Tabla 3.4: Resultados obtenidos en el caso en el que bM2 * 2 2 aM2 qkkq  , tanto para la realización de una demanda residual futura alta como para la realización de una demanda residual futura baja………………………….…………………………………………………… 110 Tabla 3.5: Resultados obtenidos en el caso en el que ,qkkqq M2 * 2 2 bM2 aM2  tanto para la realización de una demanda residual futura alta como para la realización de una demanda residual futura baja………………………………………..……………………..……………… 113 Tabla 4.1: Marco legal del sector eléctrico peruano……………………………..……………………… 159 Tabla 4.2: Empresas eléctricas en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)…………………………………….…………………………………………………………………………………..… 161 Tabla 4.3: Producción de energía eléctrica por empresa generadora en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)…………………………………..………………..………………. 164 Tabla 4.4: Evolución de los principales indicadores del sector eléctrico peruano…………………………………………………………………………………………………………………….... 167 viii ix Índice de figuras Figura 2.1: Estructura de un sistema eléctrico……………………….……………………………………... 15 Figura 2.2: Esquema del sistema eléctrico modelado…………………………………………..…….…. 26 Figura 2.3: Modelo del comprador único………………………………………………………………………. 39 Figura 2.4: Modelo de competencia en el mercado mayorista…………………………………..…. 42 Figura 2.5: Modelo de competencia en los mercados mayorista y minorista…………..…... 44 Figura 3.1: Equilibrio que se obtendría si la empresa 2 maximizara sus beneficios actuando como monopolista sobre su demanda residual y sin restricciones de capacidad……………………………………………..………………………………………..…………………..…….… 92 Figura 3.2: Curva de demanda del mercado minorista, demanda inversa que atiendenambos generadores; demanda residual que encara la empresa 2, y. costes marginales de ambas empresas……………………………………………………………………….…………. 95 Figura 3.3: Equilibrio obtenido cuando la empresa 2 maximiza sus beneficios comomonopolista sobre su demanda residual y con restricciones de capacidad……………………………………………………………………………………………………………..…….. 98 Figura 3.4: La empresa 2 incrementará su capacidad en un 2 k siempre que k *c ………..……………………………………………………………………………………………….…………….. 101 Figura 3.5: La capacidad instalada futura de la empresa 2 se encuentra por debajo de lacantidad de monopolio correspondiente a la demanda residual futura alta y por encimade la cantidad de monopolio correspondiente a la demanda residual futura baja………………………………………………………………………………………………..………………………...... 110 Figura 3.6: La capacidad instalada futura se encuentra por debajo de la cantidad demonopolio correspondiente a las demandas residuales futuras (alta y baja), y porencima de la cantidad de monopolio correspondiente a la demanda residual de corto plazo……………………………………………………………………………………………..……………….….. 114 Figura 4.1: Líneas de transmisión del sector eléctrico peruano (2010)……………………….. 163 Figura 4.2: Potencia efectiva por tipo de fuente energética en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) (2008)………………………………………………..……………………… 166 Figura 4.3: Energía eléctrica producida por tipo de fuente energética en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) (2008)………………………………………………………….…………... 166 Figura 4.4: Estructura del Sector Eléctrico Peruano……………………….……………………........ 175 x Figura 4.5: Coste marginal (Precio spot) vs. precio regulado en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)….………………………………………………………..…………………….. 186 Figura 4.6: Variación porcentual del PBI real y de la máxima demanda de electricidad en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) (20012008)…………………..………………………………………………………………………………………………………. 186 Figura 4.7: Tasas de crecimiento de la demanda máxima de energía y de las potencias efectiva, firme, e instalada en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)……………………………………………………………………………………………………..…………………… 188 Figura 4.8: Potencia efectiva vs. demanda máxima en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)………..………………………………………………………………………………………..……….. 190 Figura 4.9: Curvas de duración por horas (Abril de 2007)………………………………………………………………………………………………………………………….. 200 Figura 4.10: Curvas de demanda para 3,0 (Abril de 2007)………………………………………………………………………………………………………………………….. 203 Figura 4.11: Oferta agregada del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y costes variables de las empresas estratégicas y de la franja competitiva (Abril de 2007)…………………………………………………………………………………………………………………..……… 207 Figura 4.12: Beneficios de empresas estratégicas compitiendo à la Cournot……………………………………………………………………………………..……………………………….. 212 Figura 4.13: Caso de equilibrios múltiples (caso Cournot)…..…………………….………………… 212 Figura 4.14: Caso de equilibrios múltiples (caso competitivo)…………….....………………….. 215 Figura 4.15: Caso en el que no hay cruce entre oferta y demanda agregadas…………………………………………………………………………………………………………………... 215 Figura 4.16: Precios simulados y observados en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)………………………………………………………………………………………………..……….... 218 Figura 4.17: Distorsión potencial del precio por parte de empresas estratégicas…………………………………………………………………………………………………….……………… 219 Figura 4.18: Retención potencial de energía por parte de empresas estratégicas……………………………………………………………………………………………………………..... 220 Figura 4.19: Índices de poder de mercado del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)……………………………………………………………….…………………………………………..…………..… 221 Figura 4.20: Precios de Nash-Cournot en función de la elasticidad precio de la demanda…………………………………………………………………………………………………..………….……… 223 xi Figura 4.21: Distorsión del precio en función de la elasticidad precio de la demanda……………………………………………………………………………………………………………....... 224 Figura 4.22: Índices de poder de mercado del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en función de la elasticidad precio de la demanda………………………………………………………………………………………………….…………..…... 225 xii xiii Índice de abreviaturas ATR: Acceso de Terceros a la Red BCRP: Banco Central de Reserva del Perú COES-SINAC: Comité de Operación Económica del Sistema Nacional COPRI: Comisión de Promoción Privada CT: Costes totales de la Transmisión CTE: Comisión de Tarifas Eléctricas DEA: Análisis de Envolvente de Datos DGE: Dirección General de Electricidad DL: Decreto Legislativo DMm: Demanda del Mercado Minorista DS: Decreto Supremo DU: Decreto de Urgencia EFO: Equilibrio en Funciones de Oferta EFOC: Equilibrio de Funciones de Oferta conjeturales ENC: Equilibrio de Nash –Cournot ERNC: Energías Renovables no Convencionales EVC: Equilibrio de Variaciones Conjeturales FC: Factor de Carga FOSE: Fondo de Compesación Social Eléctrica FPP: Factor de Ponderación de Punta GART: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria GLP: Gas Licuado del Petróleo 4 mayoría de gobiernos a nivel internacional tradicionalmente ha considerado a la industria eléctrica como un sector clave para las economías de sus países. Dada la importancia del sector eléctrico en la economía de un país, la manera en que se organiza y regula este sector afecta a las empresas que participan en la producción y en el suministro eléctrico; a las empresas que operan en otros sectores, ya que cualquier alteración en los precios de la electricidad afecta a su estructura de costes; y a los clientes domésticos que destinan una parte de sus ingresos para la adquisición de este producto y/o de sus servicios asociados. Gracias a que tradicionalmente el suministro de energía eléctrica era considerado como un servicio público, a que las empresas eléctricas desarrollaban sus actividades en torno a una red, y a que por lo general no resultaba rentable instalar más de una, es que se facilitó la aparición de monopolios u oligopolios supuestamente naturales que debían ser regulados de cerca. Esto, en conjunción con el carácter estratégico del sector, explica el elevado intervencionismo público en esta industria. Sin embargo, en las últimas décadas, con el propósito de fomentar la competencia, incentivar el comportamiento eficiente de las empresas, y disminuir el coste del suministro eléctrico a los clientes sin disminuir su calidad, un creciente número de países reformó la organización de sus industrias eléctricas. Para lograr estas metas, los diversos gobiernos privatizaron las empresas públicas, eliminaron las restricciones que dificultaban la competencia, y principalmente reestructuraron sus sectores eléctricos y sus marcos reguladores. Las reformas realizadas a nivel internacional, en gran medida, tienen en común ciertos principios básicos: la desintegración vertical (generalmente separación funcional) 5 de las fases 1 del sector, la introducción de la competencia en las fases de generación y de comercialización de electricidad, la creación de mercados organizados de generación, la regulación de las tarifas y de las condiciones de acceso a las redes de transmisión y en menor grado a las redes de distribución; y a nivel institucional, la separación formal entre las funciones reguladoras y la provisión del servicio 2 . La reforma del sector eléctrico en el contexto internacional ha sido posible gracias al desarrollo y al incremento de la capacidad de las redes eléctricas que han permitido disminuir los efectos de las economías de escala de las centrales eléctricas gracias al aumento del tamaño de los mercados potenciales; al uso de tecnologías de generación más eficientes (por ejemplo, centrales de ciclo combinado de gas) que facilitan la entrada de nuevos y/o potenciales competidores en los mercados de generación; a los importantes avances en el procesamiento de la información y en los sistemas de cálculo utilizados para medir y despachar electricidad que han permitido la introducción de la competencia en la fase de comercialización y que además han permitido disminuir la congestión en las redes eléctricas y reducir los costes gracias a que se consigue una gestión más eficiente de las restricciones y en tiempo real; y a las deficiencias de la regulación tradicional: operadores eléctricos con costes elevados, inadecuada expansión del acceso a los servicios de electricidad, suministro no fiable y de baja calidad, 1 Tradicionalmente, el sector eléctrico estaba constituido por tres fases: generación, transmisión y distribución. Estas fases muestran diferencias claras en sus funciones, en su tecnología, y en sus características de costes. Sin embargo, la reforma del sector de la electricidad ha impulsado la aparición de la comercialización, o venta al por menor, de la electricidad a los consumidores finales, como una función separada y distinta a la distribución. 2 Para más información sobre los diversos procesos de reforma en el ámbito internacional ver por ejemplo: Bacon y Besant-Jones (2001), Jamasb y Pollit (2005), Jamasb (2006), Besant-Jones (2006), Sioshansi y Pfaffenberg (2006), Erdogdu (2010a), y Belyaev (2011). 6 incapacidad por parte del sector público para hacer frente a los costes de inversión y mantenimiento de la industria eléctrica, etc. Desde finales de la década de los 70s, muchos son los países (Argentina, Alemania, Australia, Canadá, Chile, Colombia, EEUU, España, Holanda, Noruega, Nueva Zelanda, Perú, Suecia, Reino Unido, entre otros) que han realizado reformas en sus sectores eléctricos buscando mejorar su eficiencia asignativa y productiva y buscando reducir los precios que pagan los usuarios finales por la electricidad que consumen. En general, las experiencias de aquellos países que han reformado sus sectores eléctricos han funcionado adecuadamente en muchos aspectos, pero no en todos. Entre las principales cuestiones que han cobrado especial interés en los mercados eléctricos internacionales tras la reforma de la industria eléctrica podemos mencionar la preocupación por parte de los distintos gobiernos sobre si la reforma de sus industrias eléctricas conseguirá incentivar a las empresas del sector a operar de manera eficiente y cuidando el medio ambiente; si la reforma tendrá un efecto positivo sobre las tarifas de los usuarios finales; si tras la descentralización de las decisiones de inversión en ampliación de capacidad en la generación las empresas generadoras serán capaces de invertir en niveles de capacidad que repliquen el óptimo social; y si la introducción de competencia en la actividad de generación incrementará los incentivos de las empresas que dominan el mercado mayorista de generación eléctrica para ejercer poder de mercado en el mismo. El objetivo de esta tesis doctoral es realizar un análisis económico de algunos aspectos relevantes de los mercados eléctricos reformados. En particular, se pretende estudiar tres aspectos fundamentales que han originado dificultades en las experiencias 7 de algunos países: las consecuencias de algunos de los cambios en la organización del sector eléctrico (desintegración vertical, introducción de competencia en la generación, acceso a las redes eléctricas) sobre las tarifas de los usuarios finales en un horizonte de corto plazo, la toma de decisiones sobre la capacidad de generación por parte de las empresas generadoras que operan en un mercado eléctrico descentralizado en el que se favorece la producción de electricidad a través de energías renovables no convencionales “limpias”, y el análisis del comportamiento estratégico y los incentivos a ejercer poder de mercado 3 por parte de las empresas generadoras que operan en un mercado eléctrico reformado específico en el que los precios de la generación eléctrica no se determinan por la interacción repetitiva entre la oferta y la demanda, como es el caso peruano. La principal contribución de esta tesis viene dada por los resultados cualitativos que se derivan del análisis realizado en cada capítulo de la misma, antes que por la estimación de resultados cuantitativos concretos que, generalmente, dependen de los supuestos adoptados. Para ello, tras esta introducción, en el segundo capítulo se realiza la modelización teórica de un sistema eléctrico para analizar la influencia que las reformas organizativas de la industria eléctrica tienen sobre la eficiencia productiva, y para mostrar los efectos que las reformas tienen sobre las tarifas de los usuarios finales, en un contexto estático de corto plazo y a la luz de la experiencia internacional. En particular, se pretende mostrar mediante el análisis de diversos escenarios, que de hecho se presentan en las industrias eléctricas de diversos países, qué efectos tienen la introducción de 3 El poder de mercado ocasiona pérdidas de eficiencia productiva y asignativa, tanto en términos estáticos como dinámicos. Las pérdidas de eficiencia asignativa se deben a los excesivos márgenes precio-coste marginal que perciben las empresas generadoras, mientras que las pérdidas de eficiencia productiva se deben, en términos estáticos, a que el despacho de las unidades generadoras no se realiza a mínimo coste; y en términos dinámicos, a las distorsiones que produce sobre la entrada de nuevos competidores, y sobre las decisiones de inversión en nueva capacidad de generación de las empresas generadoras ya instaladas (Fabra, 2001). 8 competencia en la generación, la desintegración vertical (separación de los servicios de generación competitivos de los servicios de transmisión y distribución monopolísticos) y las condiciones de acceso a las redes eléctricas sobre las tarifas de los usuarios finales dentro de un contexto estático y para un horizonte de corto plazo. Una vez hallada la solución óptima para cada escenario, en términos de política de precios (tarificación óptima), se realiza una especificación común para todas las alternativas (demanda lineal y costes cuadráticos). A partir de esta especificación, se analizan las ganancias de eficiencia productivas asociadas a la elección organizativa. La principal conclusión que se extrae es que si se reforma el sector sin cuidar el correcto diseño de las reglas de acceso a las redes eléctricas y sin adoptar medidas para reducir la elevada concentración heredada del modelo tradicional, no se mejorarán los resultados del mercado. Si tras la reforma no existen ganancias de eficiencia productiva, los consumidores tendrán que pagar precios más altos que los del modelo centralizado. No obstante, si la ganancia de eficiencia productiva es lo suficientemente grande, es posible que los precios disminuyan tras la reforma. En el tercer capítulo, se realiza un análisis sobre cómo un generador que no produce energía “limpia” (empresa 2), escoge su ampliación de capacidad para satisfacer su demanda residual futura en una industria eléctrica reformada. Se supone que el operador de la red de transmisión está obligado por el marco normativo del sector eléctrico, que intenta promover el uso de tecnologías de energías renovables no convencionales (ERNC) “limpias”, a dar prioridad a la producción “rival” (empresa 1) que genera electricidad mediante el uso de ERNC que tienen bajas emisiones contaminantes. Bajo este contexto, en el corto plazo, la empresa 1 que se considera en “régimen especial”, siempre produce a plena capacidad y su producción es pagada al precio del 9 pool, mientras la empresa que no produce energía “limpia” atenderá la demanda residual y determinará el precio del pool. Luego, los resultados se comparan con aquellos obtenidos por un planificador social benevolente. En el largo plazo, las dos empresas entablan un juego no cooperativo de dos etapas. En la primera etapa, se asume que la empresa que produce energía limpia no incrementa su capacidad debido a que la tecnología requerida para producir electricidad “limpia” presenta costes de inversión demasiado elevados, mientras la otra empresa decide la ampliación óptima de su capacidad que maximiza su beneficio esperado. En la segunda etapa, la empresa 1 produce a plena capacidad y la empresa 2 decide la producción óptima que maximiza sus beneficios. Los resultados obtenidos, son comparados con los obtenidos por un planificador social benevolente. De este análisis, se concluye que el incremento de capacidad realizado por la empresa que no produce energía limpia siempre será inferior al incremento de capacidad que realizaría un planificador central benevolente que maximiza el bienestar social en términos esperados teniendo en cuenta las restricciones de capacidad de ambas empresas. Es importante resaltar que este modelo sólo se centra en el estudio de la fase de generación, de manera que no contempla la posibilidad de integración vertical (total o parcial) entre la generación y la comercialización. En el cuarto capítulo se realiza un análisis para estudiar cuáles serían los resultados que se obtendrían si en el mercado eléctrico peruano existiese competencia oligopolística en cantidades (competencia à la Nash-Cournot) entre las empresas de mayor cuota de mercado, mientras las de menor tamaño, al no poder influir sobre el precio de equilibrio a través de la modificación estratégica de su producción, se comportan como precio aceptantes (franja competitiva). Los resultados nos muestran que, tanto para el caso de duopolio como para el caso de triopolio simulados, las 10 empresas estratégicas tendrían fuertes incentivos para ejercer poder de mercado a través de las estrategias de retiro de producción y de distorsión de los precios de la electricidad, en un escenario contrafactual en el que los precios de la electricidad del mercado eléctrico peruano no fuesen calculados de forma administrativa. Finalmente, se esbozan algunas conclusiones en el capítulo 5. 11 Capítulo 2 Efectos de la reforma del sector eléctrico: modelización teórica y experiencia internacional 2.1 Introducción Hasta hace pocos años, el sector eléctrico era considerado un monopolio natural verticalmente integrado. No obstante, en las últimas décadas, muchos países han ido introduciendo reformas en la organización de sus industrias eléctricas. Estas reformas han sido posibles, por un lado, gracias a cambios tecnológicos, que han permitido reducir la escala de las centrales de generación y una mayor competencia; y por otro lado, gracias a una revisión de la función reguladora que desempeñan los gobiernos. El nuevo marco se caracteriza por la desintegración vertical entre las actividades potencialmente competitivas (generación y comercialización) y las actividades reguladas (transmisión y distribución) del sector, introducción de la competencia en la generación y en la comercialización, la creación de mercados mayoristas de electricidad organizados (pools o Power Exchange), la descentralización de las decisiones de inversión en expansión de la red de transmisión y en capacidad de generación, la regulación de las tarifas y de las condiciones de acceso de terceros a las redes eléctricas (que aún se consideran monopolios naturales), y una redefinición de la regulación (desarrollo de un nuevo marco 12 regulador). Adicionalmente, algunos países han realizado privatizaciones en la generación y en la comercialización con el propósito de que inversionistas privados introduzcan recursos financieros en estas fases y con la esperanza de que las empresas busquen reducir sus costes. En general, todos estos cambios buscan mejorar la eficiencia económica del sector, incrementar la seguridad del suministro eléctrico (confiabilidad del sistema y suficiente inversión en nueva capacidad de generación y transmisión), proteger el medio ambiente, estimular la innovación tecnológica, y reducir las tarifas para los usuarios finales. Sin embargo, esto no se garantiza automáticamente, como muestran algunas experiencias [por ejemplo: Chile, Brasil, Argentina, EE.UU. (California)]. En este nuevo ambiente, resultan interesantes algunas cuestiones tales como: ¿La reforma del sector eléctrico puede incentivar a que las empresas del sector operen eficientemente?, y ¿cuál es el efecto de la reforma en las tarifas de los usuarios finales? En este capítulo se ha realizado la modelización teórica de un sistema eléctrico sencillo para analizar la influencia que las reformas organizativas del sector eléctrico tienen sobre la eficiencia productiva y para mostrar los efectos de la reforma del sector eléctrico en un periodo de corto plazo a la luz de la experiencia internacional. En particular, se pretende mostrar mediante el análisis de diversos escenarios, que de hecho se presentan en las industrias eléctricas de diversos países, qué efectos tienen la introducción de competencia en la generación, la desintegración vertical (separación de los servicios de generación competitivos de los servicios de transmisión y distribución monopolísticos) y las condiciones de acceso a las redes eléctricas sobre las tarifas de los usuarios finales dentro de un contexto estático y para un horizonte de corto plazo. Una 13 vez hallada la solución óptima para cada escenario, en términos de política de precios (tarificación óptima), se realiza una especificación común para todas las alternativas (demanda lineal y costes cuadráticos). A partir de esta especificación, se analizan las ganancias de eficiencia productivas asociadas a la elección organizativa. Este capítulo está compuesto por cinco secciones. En la sección 2.2 se detallan las características técnico-económicas de un sistema eléctrico. En la sección 2.3 se realiza una modelización teórica de las operaciones de corto plazo de un sistema eléctrico simplificado teniendo en cuenta la organización tradicional del sector eléctrico y la organización reformada. En la sección 2.4 se hace una revisión de la literatura sobre los resultados de la reforma eléctrica a nivel internacional. Finalmente, en la sección 2.5, se presentan las conclusiones y posibles líneas de extensión. 2.2 Características técnico-económicas de un sistema eléctrico La energía eléctrica es un elemento indispensable para el desarrollo de múltiples actividades económicas y es un factor de producción de casi todos los bienes y servicios. Entre las principales características de la electricidad podemos destacar que se puede producir a partir de fuentes energéticas primarias muy diversas y que posee gran diversidad de aplicaciones. Se puede transportar en forma instantánea a grandes distancias y es relativamente fácil de controlar. No obstante, el mayor inconveniente que presenta la electricidad es que aunque es posible acumularla en pequeñas cantidades, no lo es en grandes cantidades debido a su alto coste. 20 distribución de la energía eléctrica. Es la última fase de transformación donde la media tensión se reduce a tensiones menores a 1 kV, normalmente a 380 voltios y 220 voltios. Este proceso se realiza a través de transformadores que se instalan sobre postes o en cámaras subterráneas. Al igual que la transmisión, la distribución se caracteriza por un uso intensivo del factor capital, una elevada relación entre costes fijos y variables y altos costes hundidos. Además, las redes de distribución presentan importantes economías de densidad, lo que justificaría desde el punto de la eficiencia técnica darle a los distribuidores derechos exclusivos sobre algún área de mercado, procurando que las áreas asignadas no se solapen y así reducir los costes de distribución totales. Debido a que parece que diseñar redes de gran tamaño significaría que las economías de escala que las caracterizan tenderían a desaparecer en un periodo de tiempo muy corto, se justificaría, para minimizar los costes totales de distribución, un modelo de numerosos monopolios locales con un área de mercado que estuviese inversamente relacionada con la densidad de los consumidores [Kühn y Regibeau (1998)]. 2.2.1.3 Comercialización La comercialización es una nueva actividad económica de la industria eléctrica que consiste en facilitar la utilización de la electricidad a los usuarios finales. La comercialización asimismo supone el marketing, la compra de electricidad al por mayor, la contratación, la medición, facturación y cobro, y puede abarcar servicios de atención al cliente, pero sin ocuparse de la distribución o mantenimiento de la red de transporte de baja tensión. Es decir, la comercialización consiste en prestar un servicio al por menor a 21 partir de un bien producido por otros (los generadores) a través de las redes eléctricas pertenecientes a terceros. En consecuencia, el valor añadido por las empresas comercializadoras es relativamente pequeño, y sus diversos costes que proceden de la generación, transmisión y distribución tienen una enorme influencia sobre el precio de venta [López (1999)]. La competencia en la actividad de comercialización se da en el precio de venta de la electricidad o en el servicio de atención al cliente. Los comercializadores negocian la compra de energía en el mercado mayorista o a través de contratos bilaterales con los generadores, y su venta al por menor con los consumidores finales, accediendo a las redes de distribución de baja tensión mediante el pago de peajes a los propietarios de las redes. Habitualmente, la comercialización era brindada al usuario final de forma agregada con la distribución. Sin embargo, no hay alguna razón económica que justifique que la comercialización no se pueda realizar de forma separada de la distribución. La comercialización no requiere elevadas inversiones, lo que permite que los costes hundidos sean bajos facilitando así la entrada de nuevos competidores y creando un ambiente apropiado para que se desarrolle la competencia. 22 2.2.2 Operación del sistema eléctrico: el papel central de la red de transmisión 14 En un sistema eléctrico existe un alto grado de interdependencia entre las fases de generación, transmisión y distribución, de forma que cualquier modificación en algún punto del sistema afecta a todo el resto. Por tanto si se desea que el sistema funcione de manera eficiente se deberá tener en cuenta dicha interdependencia. Ésta se debe principalmente a la interacción de tres importantes características del sistema. En primer lugar, todo sistema eléctrico debe satisfacer en cualquier instante del tiempo la siguiente restricción de equilibrio: Demandada EnergíaEnergía de PérdidasGenerada Energía  [2.1] La ecuación [2.1] nos dice que la energía generada siempre debe ser mayor a la energía demandada en las pérdidas de energía producidas en la transmisión 15 y en todos los puntos de consumo. La energía por unidad de tiempo que se pierde en el transporte de electricidad en una línea de la red de transmisión es directamente proporcional al cuadrado de la intensidad de corriente eléctrica 16 que circula por dicha línea y a su resistencia eléctrica. 17 La resistencia depende entre otras cosas de la distancia del conductor y, ésta a su vez depende de la energía que se inyecta y se retira de la red de transmisión en cada 14 La elaboración de este subapartado recoge algunas ideas de: Lasheras (1999), Kühn y Regibeau (1998) y la tesis doctoral desarrollada por Ramos (2000). 15 Las pérdidas debidas a la transmisión son la parte de la energía eléctrica que al viajar a lo largo de la red de transmisión, entre los diversos nodos que la conforman, se pierde en forma de calor. 16 La intensidad de corriente eléctrica representa la cantidad de carga eléctrica (electrones) que circulan por unidad de tiempo a través de un conductor y su unidad de medida es el Amperio (A). 17 La dificultad que ofrece un conductor al paso de la corriente eléctrica se llama resistencia eléctrica y su unidad de medida es el Ohmio (Voltio/Amperio). 23 instante. Por ello, las pérdidas cambian cada vez que varía la cantidad que se está generando y demandando, es decir, las pérdidas son distintas prácticamente en cada momento del tiempo. Debido a esta característica técnica, se requiere un alto grado de coordinación para mantener el equilibrio del sistema eléctrico debido a que cualquier desequilibrio en el sistema provocaría daños extensos de manera casi instantánea en diversas partes de la red. En segundo lugar, la energía eléctrica no es un flujo direccional. Esto implica que un usuario conectado a la red de transmisión no sabe de qué central de generación está recibiendo la energía eléctrica que consume y, por lo tanto, sólo en el caso en el que exista una línea directa exclusiva entre el usuario y el generador, se podrán hacer contratos de entrega física de energía desde una central de generación específica. En la actualidad existen muy pocos elementos de control direccional del flujo de energía en manos del operador de una red de transmisión o de los agentes del sector eléctrico. En tercer lugar, la demanda presenta una evolución compleja y fluctuante con altas variaciones temporales: diarias, semanales, mensuales y estacionales. La demanda de energía eléctrica en el muy corto plazo suele ser muy incierta, porque la cantidad demandada de electricidad depende de las elecciones de un gran número de usuarios y de las cantidades que decidan utilizar. Los factores que suelen afectar la demanda y hacerla incierta en el mediano y largo plazo son las desviaciones de los patrones climáticos usuales en las diversas estaciones del año, las modificaciones en las condiciones económicas de los usuarios, y el tipo de equipos que son conectados a la red para el consumo de electricidad. 24 Debido a estas tres características, para garantizar la estabilidad, la seguridad y el equilibrio (ecuación [2.1]) de la red de transmisión en el corto plazo es indispensable resolver en tiempo real y de forma casi instantánea los desvíos que se producen en las condiciones de operación de la red, ya sea porque las condiciones técnicas o de seguridad de ésta sufran algún contratiempo, o porque la generación o la demanda no coincidan con sus valores esperados. Además, la seguridad del suministro en el corto plazo obliga al mantenimiento de una capacidad de reserva que exceda en un margen a la demanda de modo que se puedan prever los fallos y las fluctuaciones en la demanda, por lo que ciertas plantas deben estar en condiciones de entrar en funcionamiento para proporcionar energía a la red ante cambios imprevistos. A la serie de decisiones, gran parte tomadas en tiempo real, que coordinan el despacho de generación y la demanda en las diversas localizaciones de la red, de modo que se pueda efectuar el suministro eléctrico respetando los requerimientos de seguridad, se denomina gestión técnico-económica de la red de transmisión o gestión del sistema. Esta gestión impone unos costes que son difíciles de identificar y de asignar en las transacciones entabladas entre generadores y consumidores debido a que tanto las restricciones técnicas como las condiciones de seguridad de la red varían en cada momento. Este problema hace que no sea completamente controlable la entrega física de energía eléctrica estipulada en un contrato de compraventa pactado entre las partes y a que se ocasionen costes en el resto de las negociaciones que únicamente son percibidos cuando se da la explotación conjunta de dicha red [Lasheras (1999)]. La actividad realizada por la red de transmisión tradicionalmente se ha considerado como un monopolio natural por tres razones fundamentales: primero, por la 25 gestión técnico-económica de la red de transmisión (operación y coordinación del sistema como un todo); segundo, por las externalidades negativas que ciertas decisiones de los productores producen en otras partes del sistema; y tercero, por las economías de escala, de alcance y de densidad presentes en la red. Por otro lado, para poder atender los incrementos en la demanda de energía, en el largo plazo, los sistemas eléctricos deben expandirse y para ello se deberá estimar la demanda futura, pero esto no es sencillo ya que la demanda es incierta. De acuerdo al tamaño de la planta generadora que se quiera construir, la expansión de la capacidad de generación de electricidad podría demorar largos periodos de tiempo. Además la expansión del sistema requiere de una cierta coordinación de las inversiones en generación, transmisión y distribución. Estas cuestiones relativas a las inversiones en ampliación de la capacidad de generación y de la interrelación con la red de transmisión son especialmente interesantes en sistemas eléctricos que han sido objeto de una desintegración vertical, como es el caso de España, Noruega, Inglaterra, California, etc., donde la coordinación entre los diferentes agentes que conforman un sistema ya no es “perfecta” como en el caso de un modelo eléctrico integrado. No obstante, esto no es nuestro objeto central de análisis. 2.3 Efectos de la reforma de un mercado eléctrico: modelización teórica En esta sección se muestran los efectos de la reforma de un sistema eléctrico sencillo sobre los resultados (precios y cantidades) de las operaciones y sobre la eficiencia productiva de las empresas generadoras en el corto plazo. La figura 2.2 muestra un 26 sistema eléctrico, donde existen dos generadores (con distintas tecnologías) situados en áreas geográficas distantes, los cuales están unidos por una línea de transmisión. Todo el consumo se encuentra concentrado en una región próxima al generador 2, y se encuentra unido a éste último a través de una red de distribución. Figura 2.2. Esquema del sistema eléctrico modelado G2 q2 G1 q q1 q1 Línea de Transmisión Red de Distribución Demanda Agregada Fuente: Elaboración propia. 27 2.3.1 Descripción del modelo Consumidores de energía eléctrica: demanda Asumimos que los consumidores derivan utilidad del consumo de q MWh de energía eléctrica a partir de la función     dqqpqB q 0   . Donde   qp representa la función inversa de demanda de energía por parte de los consumidores, en unidades monetarias por MWh, cuya derivada de primer orden es   0qp'  . Además, se supone que     0.q'B'y0qB'  Finalmente, se asume que la demanda no presenta fluctuaciones aleatorias. Generadores: Oferta Los costes del generador 1 vienen dados por:     ,qCGqC 1111  donde 1 q representa su producción en MWh. Asumiremos que la función de coste variable   1 qC es estrictamente creciente y estrictamente convexa, es decir, que sus derivadas de primer y segundo orden son     0q'C'y0qC' 11  respectivamente. Por otro lado, el coste fijo 0G1 limitará la capacidad de producción del generador 1, esto es: .qq 11  El generador 2 tiene la misma estructura de costes que el generador 1, pero con un coste variable mayor, el cual viene medido por un parámetro 1 :     .qCGqC 2222  Donde 2 q representa su producción en MWh. La función de 28 costes variables base,   ,c  es la misma que la del generador 1. Igual que antes, el coste fijo 0G2 limitará la producción del generador 2, esto es: .qq 22  Línea de transmisión Los costes de la línea de transmisión vienen dados por:   .cqTqC T11T  Donde 0T  representa el coste fijo de la línea de transmisión, y su coste variable viene determinado por T1cq , siendo 0cT el coste marginal de cada MWh transmitido. La capacidad máxima de la línea de transmisión viene dada por: ,0qq LL  la cual supone una restricción para .qq:q L11  Al igual que para la generación, el coste fijo limita la capacidad de la línea de transmisión. Red de distribución Los costes de la red de distribución están dados por:   q.cDqC dD  Donde 0D  representa el coste fijo de la red de distribución, y el coste variable viene representado por qcd , siendo 0cd el coste marginal de cada MWh distribuido. Asimismo, se asumirá que la red de distribución no tiene problemas de capacidad. Pérdidas de energía en el transporte de la electricidad Se supone que las pérdidas en la transmisión y en la distribución son despreciables. Por lo que: qqq 21  (balance de energía). 29 Horizonte temporal El análisis de las operaciones del sistema es en el corto plazo. Se asume que las capacidades de generación y de transmisión ya están dadas y que los costes fijos de dichas fases no son modificables en el corto plazo. Se consideran dos casos que serán descritos a continuación: sistema eléctrico centralizado (modelo tradicional) y modelos de mercado reformado (sistema eléctrico reformado). 2.3.2 Modelo tradicional: sistema eléctrico centralizado (operación y planificación centralizadas) La industria eléctrica está bajo reforma en muchos países. El nuevo marco está caracterizado por la introducción de la competencia en la generación de electricidad y en el suministro al usuario final (comercialización), por la garantía del acceso de forma generalizada a las redes de electricidad (pagando una tarifa), y por una redefinición de la función reguladora de los gobiernos. El sector eléctrico tradicionalmente era considerado como un monopolio natural bajo el argumento que la forma más económica de abastecer de energía eléctrica a los usuarios finales era empleando un único suministrador. Las particularidades de la industria de la electricidad (elevados costes de almacenar electricidad, demanda variable en el tiempo, inversiones intensivas en capital, las economías de integración vertical, externalidades y economías de escala, alcance, y densidad de la red de transmisión, etc.) 36 necesarios para evitar el subsidio cruzado entre actividades reguladas y no reguladas y para evitar políticas discriminatorias que afecten el acceso a las redes de transmisión y de distribución de las que dependen todos los suministradores competitivos [Shioshansi y Pfaffenberg (2006)]. Asimismo, la reforma de la industria eléctrica ha incluído la separación horizontal de empresas generadoras incumbentes y/o de empresas comercializadoras fusionadas para mitigar el potencial poder de mercado (evitando altos niveles de concentración en el mercado) y para crear suficientes niveles de competencia efectiva en la generación y en la comercialización.  Privatización: Se han privatizado las empresas generadoras y las comercializadoras que previamente fueron desintegradas verticalmente. Se espera que las entidades privadas faciliten la competencia y que los inversores privados introduzcan recursos financieros y experiencia directiva en la producción y en la comercialización, dominadas previamente por monopolios públicos [Fernández (2000)]. Mientras que los programas de la reforma del sector eléctrico en la mayoría de países se han realizado teniendo en cuenta los elementos arriba mencionados, las características de dicha reforma en cada país son distintas. Por ejemplo, en los sectores eléctricos de muchos países en vías de desarrollo coexisten empresas de propiedad privada y de propiedad pública. Además, el grado de competencia permitido puede variar dependiendo de qué modelo de competencia haya sido adoptado en la industria de suministro eléctrico, por ejemplo: el modelo del comprador único, el modelo de competencia en el mercado mayorista, el modelo de competencia en los mercados mayorista y monorista [Kirschen y Strbac, (2004), Belyaev y Khudyakov (2008), Belyaev 37 (2011)]. Asimismo, la regulación puede tomar muchas formas [Gilbert y Khan (1996), Stern y Holder (1999), de la Cruz y Monnet (2006)]. Para entender las diferencias entre las formas de organización actual del sector eléctrico en los distintos países, vamos a describir los tres modelos principales que persiguen desarrollar una efectiva competencia en la industria eléctrica: el modelo del comprador único, el modelo de competencia en el mercado mayorista y el modelo de competencia en los mercados mayorista y minorista. 2.3.3.1 El modelo del comprador único A diferencia del modelo verticalmente integrado (modelo tradicional), el modelo del comprador único permite que un grupo de generadores económicamente independientes compitan entre sí por el suministro de electricidad al comprador único, a quien por cuestiones de imparcialidad no se le está permitido poseer activos en la generación. El comprador único vende electricidad a las empresas distribuidoras, quienes a su vez venden electricidad a los usuarios finales en sus respectivas áreas de concesión a una tarifa que es la media ponderada de las compras de electricidad realizadas por el comprador único a los generadores independientes. No obstante, las tarifas que establezca el comprador único deberán ser reguladas ya que éste actúa como un monopolista sobre las empresas distribuidoras y tiene poder monopsónico sobre los generadores independientes. Aún cuando en este modelo no se obtiene un precio que refleja los costes de producción de la electricidad tal como se obtendría en un mercado mayorista organizado en el que los precios de la electricidad se obtuviesen por la libre interacción entre la oferta y la demanda; sin embargo, este modelo introduce 38 competencia en la generación sin tener que reestructurar toda la industria incorporando mercados mayoristas competitivos (pools, bolsa energética y Operador Independiente del Sistema (OIS), y mercados mayoristas híbridos) como los que veremos más adelante. Asimismo, con la adecuada regulación estatal, y dado que existe competencia en la generación, las tarifas cobradas a los usuarios finales serán menores a las tarifas del modelo tradicional. Otra de las ventajas que posee este modelo es que permite a través de un mecanismo competitivo de licitaciones recoger las ofertas más baratas para la construcción de nueva capacidad. También, a través de las licitaciones, que serían asignadas a aquellos oferentes que ofrezcan el menor precio, el comprador único transa contratos de largo plazo con los generadores y con los distribuidores. No obstante, una posible desventaja de este modelo radica en que los generadores independientes no tendrían incentivos para mejorar su eficiencia productiva si entablan con el Estado relaciones contractuales de largo plazo indexadas a sus costes marginales, ya que de esta forma podrían transferir el riesgo de ser desplazados por una nueva tecnología más eficiente a los clientes cautivos a través del comprador único. Este tipo de modelo ha sido adoptado en algunos países como Méjico, China, Korea, Tailandia, Malasia, Portugal e Italia. En la figura 2.3 se muestra el modelo del comprador único descrito líneas arriba. 39 Figura 2.3: Modelo del comprador único Fuente: Elaboración propia. Basado en Kirschen y Strbac, (2004). 40 2.3.3.2 El modelo de competencia en el mercado mayorista A diferencia del modelo del comprador único, en el modelo de competencia en el mercado mayorista no hay un agente central encargado de proporcionar la energía eléctrica a los consumidores sino que existen muchas empresas distribuidoras que compran la electricidad de los generadores en un mercado mayorista y la suministran a los usuarios finales en sus respectivas áreas de concesión haciendo uso de la red de transmisión bajo acuerdos de libre acceso pero pagando una tarifa. Las empresas distribuidoras tienen la responsabilidad de la confiabilidad del suministro eléctrico y sus tarifas son reguladas por comisiones de energía regionales. Asimismo, las empresas distribuidoras son las propietarias de las redes de distribución y son las encargadas de ampliar su capacidad cuando sea necesario. Como veremos más adelante, el mercado mayorista, desde el punto de vista de la organización de la transmisión, podrá ser un pool, un modelo de bolsa de energía (Power Exchange) y Operador Independiente del Sistema (OIS) o un mercado híbrido. En este modelo, los consumidores no pueden elegir suministrador, pero aquellos usuarios que consuman encima de cierto nivel de electricidad (los grandes consumidores) podrán entablar contratos con los generadores directamente. Este modelo permite un mayor nivel de competencia entre los generadores, ya que el precio del mercado mayorista es determinado por la libre interacción entre la oferta y la demanda. 41 Para que un mercado con competencia mayorista opere eficientemente se requiere que se establezcan un mercado spot o una bolsa de energía (donde ocurra la compra y venta de energía) y un mercado de derivados que permita a los agentes cubrirse del riesgo de pérdidas económicas debido a la volatilidad del precio del mercado spot (sobretodo a las empresas distribuidoras, ya que al estar sus tarifas reguladas quedarían expuestas a riesgo de pérdida financiera ante repentinos y grandes incrementos en el precio del mercado spot), que el mercado mayorista no esté altamente concentrado, y que la red de transmisión cuente con una adecuada capacidad, de manera que se evite la congestión en determinadas zonas de la misma, y con ello se impida el ejercicio de poder de mercado de aquellos generadores que han quedado aislados por la congestión del resto de generadores que se encuentran en otras localizaciones de la red. Este tipo de modelo ha sido adoptado en algunos países como Reino Unido (en 1999), Italia (2004-2007), Chile, Brasil, Perú, Singapur, entre otros. En la figura 2.4 se muestra el modelo de competencia en el mercado mayorista descrito líneas arriba. 42 Figura 2.4: Modelo de competencia en el mercado mayorista Fuente: Elaboración propia. Basado en Kirschen y Strbac, (2004). 43 2.3.3.3 El modelo de competencia en los mercados mayorista y minorista En este modelo, a diferencia del modelo de competencia en el mercado mayorista, se permite a los consumidores finales elegir a su suministrador [Comercializador (C) o Distribuidor/Comercializador (D/C)]. Al igual que el modelo de competencia en el mercado mayorista, únicamente los grandes clientes pueden comprar electricidad en el mercado mayorista (fundamentalmente debido a los altos costes de transacción). La gran mayoría de consumidores compra electricidad a los (C) o a los (D/C) y éstos a su vez compran electricidad en el mercado mayorista. Los comercializadores (C) son únicamente revendedores de electricidad y no tienen redes de distribución. Los (D/C) deben permitir el libre acceso a sus redes de distribución (a una tarifa regulada) a los comercializadores y a los generadores para la venta de electricidad a los consumidores conectados a sus redes de distribución. La provisión y la operación de las redes de transmisión y de distribución son consideradas como funciones monopolísticas por lo que se encuentran bajo regulación. El costo de las redes de transmisión y de distribución aún sigue siendo cobrado a todos los consumidores. Este modelo supera los beneficios del modelo de competencia en el mercado mayorista ya que permite a muchos comercializadores (a parte de los distribuidores) competir entre si para atraer a nuevos consumidores (sobretodo en la firma de contratos bilaterales) y presionar a los generadores por mejores precios. Este modelo es el más eficiente económicamente hablando ya que permite determinar los precios de la electricidad por la libre interacción entre la oferta y la demanda. Además, permite que la 44 demanda sea sensible a las variaciones de los precios del mercado mayorista. Asimismo, este modelo al igual que el anterior evita que el Estado destine parte de los ingresos de la generación a solventar determinadas políticas sociales. No obstante, requiere tecnología de última generación para el procesamiento de datos y de información, y para la medición, la contabilidad y los subsecuentes pagos de los flujos de potencia. Este tipo de modelo ha sido adoptado en algunos países como Inglaterra y Gales, Australia, Noruega, España, Alemania, Nueva Zelanda, y algunos Estados de EEUU (Pennsylvania - New Jersey - Maryland Interconnection: PJM). En la figura 2.5 se muestra el modelo de competencia en los mercados mayorista y minorista descrito líneas arriba. Figura 2.5: Modelo de competencia en los mercados mayorista y minorista Fuente: Elaboración propia. Basado en Kirschen y Strbac, (2004). 45 2.3.3.4 Estructura de los mercados eléctricos mayoristas Desde el punto de vista de la organización de la transmisión, el mercado mayorista, podrá ser un pool, un modelo de bolsa de energía (Power Exchange) y Operador Independiente del Sistema (OIS), o un mercado híbrido. Se tiene un pool cuando los Activos de la Red de Transmisión (ART), el Operador del Mercado (OM) y el Operador del Sistema (OS) están agrupados en una sola entidad regulada. Tenemos un modelo de bolsa de energía (Power Exchange en la literatura anglosajona) y Operador Independiente del Sistema (OIS) cuando los ART, el OM (Power Exchange) y el OS (el Operador Independiente del Sistema: OIS) están separados y los ART pertenecen a dueños pasivos que perciben una tasa de retorno proporcional a su inversión. Finalmente, se tiene un mercado mayorista híbrido cuando el OIS realiza las operaciones del OM y del OS, y los ART, al igual que en el modelo de bolsa de energía con OIS, pertenecen a dueños pasivos, o cuando una empresa propietaria de los ART también realiza la operación del sistema (OS) [a esta empresa que realiza la OS y posee los ART, en la literatura anglosajona recibe el nombre de Transmission System Operator: TSO] mientras que la operación del mercado (OM) recae en una empresa independiente. En este punto es importante señalar que el Operador del Sistema (OS) es una entidad encargada de garantizar la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico mediante la provisión de servicios complementarios (garantizar las reservas de generación que permitan atender imprevistos y resolver problemas de congestión de la 52 2.3.3.5.2 Modelo con productores precio aceptantes En este modelo, las fases del sector eléctrico modelado están separadas verticalmente, hay libre acceso a la línea de transmisión y a la red de distribución, existe competencia en la generación y los consumidores compran electricidad a través de un mercado mayorista. Las ofertas realizadas por los generadores y la demanda agregada de electricidad se casan en un pool, donde la intersección de la oferta y la demanda agregada proporcionan el precio y la cantidad de equilibrio en el pool. Una entidad pública gestiona el pool, la línea de transmisión y la red de distribución. Dicha entidad cobra una tarifa por la transmisión igual a sus costes marginales de transmisión T c y por la distribución cobra una tarifa igual a sus costes marginales de distribución d c . De forma equivalente, se podría pensar que la distribución es realizada por una empresa privada que está regulada y que debe cobrar el coste marginal de distribución, y que la entidad pública que gestiona el mercado y la línea de transmisión cobraría el coste marginal de transmisión. Ambos generadores optimizan sus beneficios eligiendo las cantidades que van a producir considerando que no son lo suficientemente grandes como para influir en los precios del pool. Pese a que esta simplificación es poco realista dado que en este modelo sólo hay dos competidores, el objetivo que se persigue es determinar cuáles serían los resultados de un sistema eléctrico reformado en el que hubiese verdadera competencia entre los generadores (equivalente a muchos generadores compitiendo entre si). A continuación se muestran los problemas de optimización a resolver por el generador 1 y el generador 2 respectivamente: 53          L111 1d1T111 q qq;qq:s.a qcqcqCGpqMax :1G 1 [2.14]          22 2d222 q qq:s.a qcqCGpqMax :G2 2 [2.15] Las condiciones necesarias de primer orden del generador 1 y del generador 2 respectivamente, vienen dadas por:   0μμccqC'p31dT1  [2.16]   0μcqC'p2d2  [2.17] Donde los precios sombra (multiplicadores) son los mismos que se utilizaron para las restricciones del modelo centralizado. Línea de transmisión sin congestión y generadores sin problemas de capacidad Suponemos que:      ada.congestion está no línea La 0μqq .generación de capacidad de problemas inS0μqq 3L1 111   0ccq'Cp dT1  [2.18] Suponemos que:  22 qq   µ2 = 0 Sin problemas de capacidad de generación.   0cq'Cp d2  [2.19] De las ecuaciones [2.18] y [2.19] se obtienen las ofertas de ambos productores, que sumadas nos proporcionan la oferta agregada. De la intersección de la oferta y demanda agregadas se obtienen el precio y la cantidad de equilibrio. Se comprueba que 54 este modelo de mercado competitivo replica la solución óptima para un modelo centralizado (con precios iguales a los costes marginales). 2.3.3.5.3 Modelo de Cournot En este modelo, las características de la reforma del sector son las mismas que en el caso anterior de productores precio aceptantes. Supongamos que, ambos generadores optimizan sus beneficios eligiendo las cantidades que van a ofertar en el pool teniendo en cuenta la producción de su competidor (ambos productores conocen la estructura de costes de su competidor). Una vez determinadas las cantidades ofertadas por ambos productores, se puede obtener la cantidad total ofertada sumando las ofertas individuales. Con la cantidad total ofertada y con la curva de demanda agregada se puede determinar el precio de equilibrio. Es importante resaltar, que se ha podido elegir el modelo de Bertrand con restricciones de capacidad en lugar del modelo de Cournot. Sin embargo, aunque en la resolución de los problemas de maximización de los beneficios de los generadores (modelo de competencia en el mercado mayorista) se ha considerado la posibilidad de que existan restricciones de capacidad en la generación, con el propósito de no extender demasiado la exposición del presente capítulo, únicamente se han analizado las situaciones en que los generadores no presenten problemas de capacidad. En consecuencia, en este capítulo no se hace uso del modelo de Bertrand con generadores que presentan restricciones de capacidad para analizar los resultados de los diversos escenarios planteados en el modelo de competencia en el mercado mayorista. 55 A continuación se muestran los problemas de optimización a resolver por el generador 1 y el generador 2 respectivamente:            L111 1d1T11121 q qq;qq:s.a qcqcqCGqqqpMax :G1 1 [2.20]            22 2d22221 q qq:s.a qcqCGqqqpMax :G2 2 [2.21] Las condiciones necesarias de primer orden de los generadores vienen dadas por las siguientes expresiones:     0ccq'Cq q qqp p31dT11 1 21     [2.22]     0cq'Cq q qqp p2d22 2 21     [2.23] Donde los precios sombra (multiplicadores) son los mismos que se utilizaron para las restricciones del modelo centralizado. Línea de transmisión sin congestión y generadores sin problemas de capacidad Suponemos que:      ada.congestion está no línea La 0μqq .generación de capacidad de problemas inS0μqq 3L1 111     0ccq'C q qqp qp dT1 1 21 1    [2.24] Suponemos que:  22 qq   µ2 = 0  Sin problemas de capacidad de generación. 56     0cq'C q qqp qp d2 2 21 2    [2.25] Las ecuaciones [2.24] y [2.25] se pueden volver a escribir de la siguiente forma:       pq,1 dT1 εγ1 ccqC' p   [2.26]       pq,2 d2 εγ1 cqC' p   [2.27] Donde   21 i iqq q γ  representa la cuota de mercado de la empresa i   .2,1i  , y donde       qpqq p 21 p,q   representa la elasticidad precio de la demanda. De acuerdo a las ecuaciones [2.26] y [2.27], se puede notar que si tras la reforma se produce competencia à la Cournot, el impacto de dicha reforma podría ser negativo en el sentido de que los precios podrían incrementarse y la producción decrecer. Sin embargo, se debe notar que el resultado es muy sensible al valor de p,q  . Consecuentemente, si la demanda se hace más elástica, por alguna razón, la reforma podría conducir a precios más bajos y a incrementar la producción en este caso. De la ecuación [2.24] se obtiene la función de reacción del generador 1;   ,qq 21 e igualmente de la ecuación [2.25] se obtiene la función de reacción del generador 2;   .qq 12 El equilibrio de Nash-Cournot de este modelo son las producciones * 2 * 1q,q , tales que:     .qqqyqqq * 12 * 1 * 21 * 1 Es importante resaltar que para los modelos antes vistos, los generadores recibirían por cada MWh producido una cantidad igual al precio que pagan los usuarios finales menos los costes marginales de distribución y de transmisión, según sea el caso. 57 2.3.3.5.4 Análisis de un caso particular Para tener expresiones analíticamente comparables entre los diversos escenarios anteriormente vistos, vamos a analizar un caso particular escogiendo una demanda lineal y unos costes de producción cuadráticos. Se ha elegido este tipo de funciones debido a que son sencillas de operar y a que permiten trabajar con pocos parámetros. Asimismo, se resalta que los parámetros de las funciones de costes y de demanda deberán escogerse de manera tal que el modelo tenga significado económico. La función de demanda es   ,qqp  y los costes para los generadores 1 y 2 son   2 11111 qaqGqC  y   .q2aq2GqC 2 22222  Estamos utilizando un valor de 2 para los costes variables del productor 2, para penalizar al productor 2 de manera que el modelo resulte interesante y que el productor 1, a pesar de encontrarse más lejos de los consumidores, les resulte económicamente atractivo. Luego de hallar los resultados para cada modelo, vamos a introducir un parámetro e que represente la ganancia de eficiencia productiva en las estructuras de costes de ambos productores, con el propósito de ver qué diferencias hay entre un modelo eléctrico reformado y otro organizado tradicionalmente, bajo el supuesto más realista de que en un entorno competitivo las empresas generadoras tratarán de operar lo más eficientemente posible. En seguida se presentan los resultados obtenidos, para este caso particular, en cada modelo antes visto. 58 Modelo de sistema eléctrico centralizado: línea de transmisión no congestionada y generadores sin problemas de capacidad     14 cc2a52 q, 14 c4a3c54 qTd 2 dT 1     [2.28]     7 4α3c2c4a p, 7 3c4a2c3α qdTdT     [2.29] Modelos de sistema eléctrico reformado (a) Modelo con generador 2 como monopolista: generador 2 sin problemas de capacidad     6 c2a5α p, 6 c2aα qdd 2     [2.30] (b) Modelo con productores precio aceptantes, línea de transmisión sin congestión y generadores sin problemas de capacidad     14 c2c5a2α q, 14 4c3a5c4α qTd 2 dT 1     [2.31]     7 4α3c2c4a p, 7 3c4a2c3α qdTdT     [2.32] Es importante resaltar que en esta solución, los valores de q y p coinciden con los valores del caso del modelo centralizado. 59 (c) Modelo de Cournot Los Generadores 1 y 2 respectivamente tienen que resolver los siguientes problemas de optimización:            L111 1d1T11121 q qq;qq:s.a qcqcqCGqqqpMax :G1 1 [2.33]            22 2d22221 q qq:s.a qcqCGqqqpMax :G2 2 [2.34] Donde:     .qqq,qp 2121  Las condiciones necesarias de primer orden del generador 1 y del generador 2 respectivamente, vienen dadas por:       0μμcc2qaq2qα q q,qπ 31dT121 1 21    [2.35]       0μc4q2a2qqα q q,qπ 2d221 2 21    [2.36] Línea de transmisión sin congestión y generadores sin problemas de capacidad Suponemos que:      ada.congestion está no línea La 0μqq .generación de capacidad de problemas inS0μqq 3L1 111       0cc2qaq2qα q q,qπ dT121 1 21    [2.37] Suponemos que:  22 qq   µ2 = 0 Sin problemas de capacidad de generación.       0c4q2a2qqα q q,qπ d221 2 21    [2.38] 60 De las ecuaciones [2.37] y [2.38] se obtienen las funciones de reacción de los generadores 1 y 2 de donde se deriva el equilibrio de Nash-Cournot (q1*, q2*), y a partir de q1* y q2* se obtiene la producción total y el precio cobrado a los usuarios finales. 23 c7a3c3α q, 23 6c4a5c5α qTd * 2 Td * 1     [2.39] 23 5c11a8c15α qαp, 23 5c11a8c8α qqq TdTd * 2 * 1     [2.40] Si calculamos la diferencia de precios entre el modelo de Cournot (de [2.40]) y el modelo de productores precio aceptantes (de [2.32]), se obtiene la siguiente expresión:     161 11c15acα13 Δp Td   [2.41] Generalmente, Δp será mayor que cero porque  , que representa el punto de corte de la demanda, debe ser mucho mayor en magnitud que cd, a y cT para que el modelo tenga sentido económico. El resultado de 0Δp  podría no verificarse para todos los casos, y la intuición es la siguiente: al disminuir los generadores del modelo de Cournot su producción con respecto a la producción del modelo de productores precio aceptantes, los costes de producción también disminuyen. Ganancias de eficiencia Si realmente al reformar el sector eléctrico se gana eficiencia productiva (se reducen los costes de producción), podremos observar este efecto a través de un ejemplo donde a las estructuras de costes de ambos productores se les introduzca un parámetro e que represente la ganancia de eficiencia productiva, donde: .ae0  Con el propósito de 61 poder tratar analíticamente los costes de producción, de forma simplificada, se ha modificado dichos costes de la siguiente forma:     2 11111 qqeaGqC  [2.42]     2 22222 q2qea2GqC  [2.43] Sólo vamos a mostrar los resultados que se obtienen al introducir el parámetro e en los costes arriba mencionados para el modelo de Cournot, debido a que es el único modelo que desde el punto de vista económico tiene interés ver el tema de ganancia de eficiencia productiva (en un modelo verdaderamente competitivo se obtendrían los mismos resultados de un modelo tradicional, por lo que de hecho si los productores operasen de manera más eficiente se mejorarían los resultados respecto al modelo centralizado). Modelo de Cournot Línea de transmisión sin congestión y generadores sin problemas de capacidad Los resultados obtenidos al introducir la ganancia de eficiencia interna en la función de costes de ambos productores son:                23 e7c7ac33α q 23 e4c6a4c5α5 q Td 2 Td 1 [2.44]                23 e11c5a11c815α qp 23 e11c5a11c88α qqq Td Td 21 [2.45] 68 organizativas verticalmente integradas así como también las estructuras no integradas, en el corto plazo, pueden operar eficientemente en el nuevo ambiente desregulado, aunque a través de diferentes estrategias. El primer tipo de estructura se adapta al nuevo ambiente a través de la jerarquía, es decir, las empresas se aíslan de las transacciones de mercado y por tanto de la incertidumbre. El segundo tipo de estructura se adapta a través de los mecanismos de mercado donde las empresas se especializan en tratar con complejas transacciones y evitar los costes de la pereza organizativa. No obstante, debido a la falta de series más largas, este trabajo no nos dice si ambas estructuras organizativas seguirían siendo eficientes en el largo plazo. Zhang, Parker, y Kirkpatrick (2002) han publicado un estudio en el que han realizado una valoración econométrica de los efectos de las políticas de privatización, competencia y regulación en el funcionamiento de la industria eléctrica en 51 países en vías de desarrollo durante el periodo 1985-2000. Estos autores han identificado el impacto de estas reformas sobre la capacidad de generación, sobre la electricidad generada, sobre la productividad del trabajo en el sector de generación, sobre el aprovechamiento de la capacidad, y sobre los precios de los clientes industriales y de los clientes residenciales. Ellos han encontrado que la competencia parece causar resultados favorables para una mejor captación de clientes, en la ampliación de capacidad de generación, en la productividad del trabajo y en los precios de los usuarios industriales. Al mismo tiempo, han encontrado que el efecto de la privatización y el hecho de tener un regulador independiente, en forma separada, es estadísticamente insignificante excepto en el caso del aprovechamiento de la capacidad y de privatización, mientras que la coexistencia de estas dos reformas, parecen estar correlacionadas con una mayor disponibilidad de la electricidad, con más capacidad de generación y con una elevada 69 productividad del trabajo. La principal conclusión a la que llegan los autores en este trabajo es que la sola privatización y regulación no conducen a ganancias obvias en los resultados del sector eléctrico. Además, señalan que al privatizar la electricidad bajo condiciones de monopolio, se debe poner énfasis en implementar un marco regulador eficiente y que la introducción de la competencia parece ser más eficaz en llevar a mejores resultados, independientemente de los cambios en la propiedad o en la regulación. Hattori y Tsutsui (2004) efectúan un análisis similar al realizado por Steiner (2000), para los mismos 19 países del OECD, pero para un periodo más extenso (19871999). A diferencia de Steiner (2000), Hattori y Tsutsui (2004) encontraron que la introducción de un wholesale power pool produce una significativa reducción de precios. Asimismo, para Hattori y Tsutsui (2004) la introducción del acceso de terceros a la red (competencia al por menor) parece reducir los precios, mientras que para Steiner (2000) el efecto no es estadísticamente significativo. Por último, estos autores encuentran que la propiedad privada es negativamente significativa, a diferencia de lo que encuentra Steiner (2000). Erdogdu (2010b) ha elaborado y analizado 12 modelos 25 empíricos de datos de panel para 63 países (desarrollados y en vías de desarrollo) en el periodo 1982-2009, que en general le han permitido constatar que las reformas del sector eléctrico en los países analizados en cada modelo han logrado que los márgenes precio industrial o residencial 25 Los modelos analizados por Erdogdu (2010b) tienen en cuenta si los márgenes precio de la electricidadcoste del combustible se refieren a consumidores residenciales o a consumidores industriales, si dichos márgenes son calculados para todos los países, para países desarrollados, para países en vías de desarrollo, o para países en vías de desarrollo en América, y si el valor absoluto de las diferencias entre el ratio precio residencial y precio industrial respecto de la unidad son calculados para todos los países, para países desarrollados, para países en vías de desarrollo, o para países en vías de desarrollo en América. 70 de la electricidad-coste del combustible utilizado para la producción de electricidad converjan hacia su valor promedio de largo plazo y han logrado que disminuyan los niveles de los subsidios cruzados entre grupos de consumidores (consumidores industriales que subsidian a consumidores residenciales o viceversa) haciendo que los precios reflejen el coste real de proveer electricidad. Lo que caracteriza a todos los estudios anteriores es que ellos están sujetos a la crítica de que no tratan directamente la cuestión central si es probable que la liberalización del sector eléctrico sea socialmente beneficiosa. Los estudios que miran precios descuidan la eficiencia productiva, aquellos que miran costes descuidan la eficiencia asignativa. Ninguno procura calcular las beneficios netos que van a diferentes grupos dentro de la sociedad. La mayoría de los estudios también descuidan la valoración de los importantes efectos medioambientales y ninguno identifica explícitamente los costes directos de la liberalización no reflejados en los costes de operación de las empresas. En cuarto lugar, un grupo de estudios trata de resolver las limitaciones de los estudios anteriores mediante la realización de un análisis coste-beneficio para producir un valor actual neto del proceso de liberalización. Galal et al. (1994) miden el beneficio neto de la privatización de veinte empresas públicas, dentro de las cuales se encontraban dos empresas eléctricas chilenas. Ellos encontraron que el proceso de privatización produjo sustanciales incrementos en el bienestar social, pero que se concentraron mayormente en los accionistas de las empresas privatizadas. Pollitt (1997b) realiza un análisis coste-beneficio social de la reestructuración (desagregación del monopolio que en 1992 era controlado por el gobierno de Irlanda del Norte en tres empresas 71 generadoras y una empresa transmisora y distribuidora) y de la privatización de la industria eléctrica en el Reino Unido observando los aumentos de eficiencia, la inversión existente y la inversión futura, y los impactos medioambientales del proceso. Pollit (1997b) encuentra que los beneficios netos son equivalentes a una reducción permanente de los costes del 6% por año, que los consumidores pagan precios 4% más altos, y que el gobierno puede esperar ganar alrededor de £1,4 billones en ventas de activos y unos mayores ingresos fiscales. Newbery y Pollit (1997) realizan un análisis coste-beneficio de la privatización y reestructuración de la generación y suministro eléctrico en Inglaterra y Gales. Ellos estimaron que los beneficios netos son equivalentes a una reducción permanente de los costes de 5% por año, los que a su vez son equivalentes a un incremento adicional del 40% del rendimiento sobre los activos. Mota (2003) intenta valorar las ganancias o pérdidas netas de la reestructuración y privatización de las fases de distribución y generación en la industria eléctrica brasileña. Ella evalúa el cambio en la performance de una muestra representativa de empresas distribuidoras y generadoras que fueron privatizadas durante el periodo 1995-1998 a través de la metodología del análisis coste-beneficio. En particular, Mota (2003) estimó que la privatización de la fase de distribución produjo una ganancia neta de U$ 12 billones a precios de 2001. No obstante, ella encuentra que los generadores son los que perciben el mayor porcentaje del beneficio neto. Barmack et al. (2007) realizan un análisis coste-beneficio de la restructuración del mercado mayorista de electricidad en New England. Conservadoramente, ellos estiman que para un periodo de análisis de 18 años, los beneficios económicos netos de la competencia en New England asciendieron aproximadamente al 2% de los costes al por 72 mayor de la electricidad (la suma de los costes de capacidad y de energía). En particular, ellos encuentran que mejoras en los factores de capacidad 26 de las unidades nucleares condujeron a grandes ahorros de costes ya que una de las medidas de la reestructuración resultó en la venta de activos de generación nuclear de generadores incumbentes a generadores foráneos con mayor experiencia. Brunekreeft (2008) realiza un análisis coste-beneficio de la separación de la propiedad de los operadores del sistema de transmisión en Alemania. En su trabajo agrupan en tres categorías el análisis de los siguientes efectos: el efecto de la competencia 27 (analizan el argumento que estipula que la separación de la propiedad mejora la competencia), el efecto de interconexión (analizan el argumento que establece que las empresas eléctricas verticalmente integradas no tienen suficientes incentivos para invertir en la capacidad de interconexión) y el efecto de los costes (en particular analizan el argumento que señala que las potenciales pérdidas de las sinergías de la integración vertical pueden ser importantes). Asimismo, en su trabajo analiza 7 escenarios variando los siguientes supuestos: baja capacidad de generación (escenario base) Vs. alta capacidad de generación, bajas Vs. altas pérdidas de sinergías de la integración vertical, variaciones en el supuesto que la separación de la propiedad puede incrementar o no los incentivos a invertir en nueva generación (el efecto capacidad), y variaciones en el supuesto que la separación de la propiedad puede incrementar o no la inversión en interconexión (el efecto de interconexión). En general, Brunekreeft (2008) encuentra que para la mayoría de los escenarios analizados el efecto neto ponderado del 26 El factor de capacidad neto de una central eléctrica se calcula dividiendo la energía que la central ha producido durante un periodo de tiempo y la energía que la central hubiese producido a plena capacidad durante el mismo periodo de tiempo. 27 Brunekreeft (2008) utiliza el índice de oferta residual para definir el concepto de competencia. 73 coste social-beneficio descontado es probable que sea positivo, aunque pequeño comparado con el tamaño del sector. En cuanto al objetivo principal de la reforma, la introducción de la competencia, muchos estudios proporcionan interesantes resultados. A continuación se revisan algunos de los trabajos que abordan este tema mediante simulación. La aproximación mediante simulación: otra forma de valorar la importancia de una reforma es simular diferentes estructuras de mercado y observar como las variables de interés (usualmente costes de producción y precios) se comportan en cada caso. El principio básico de esta aproximación es construir un modelo analítico integrando las principales características de la situación de interés y luego estudiar la solución obtenida. Esta metodología ha sido utilizada por el U.S Department of Energy (1998) para proporcionar un marco regulador federal que favorezca una mayor competencia al por menor en el sector eléctrico estadounidense. Se ha construido un modelo de competencia perfecta, relacionado con otros modelos energéticos, para valorar las ventajas de una competencia perfecta sobre un escenario de status quo. Los resultados de la simulación muestran que el escenario de competencia perfecta da significativos mejores resultados que el status quo: los precios decrecen en todos los Estados. Sin embargo, en el caso de que no todas las condiciones para tener un mercado eléctrico perfectamente competitivo (como en el modelo arriba mencionado) sean satisfechas, la simulación de mercados oligopolísticos podría ser de interés para observar cómo el poder de mercado puede influir en los precios del mercado. Especialmente en una industria dominada por monopolios durante largo tiempo y todavía con algunas economías de escala, un número limitado de empresas probablemente será la 74 característica del mercado. Por tanto, la hipótesis de competencia oligopolística no es del todo irrelevante. Muchos trabajos han tratado los temas de poder de mercado en la industria eléctrica. Por ejemplo, Bolle (1992), Newbery (1995), Green (1996), Brennan y Melanie (1998). Todas estas simulaciones utilizan un modelo de un mercado eléctrico verdadero en escenarios realistas y con un número representativo de participantes. Estos autores concluyen que debido a la manipulación de los precios del mercado, la tarificación a coste marginal no es suficiente para cubrir los costes fijos dado el número de participantes observado. Consecuentemente, la eficiencia del mercado no se consigue. Entre los trabajos más recientes que utilizan la técnica de la simulación para medir el poder de mercado en el sector eléctrico podemos citar: Otero-Novas et al. (2000), Day y Bunn (2001), Harvey y Hogan (2002), Arellano (2005), Bunn y Martoccia (2005), Sun y Tesfatsion (2007), Ciarreta y Espinosa (2010), entre otros. 2.5 Conclusiones En este capítulo se ha presentado la reforma del sector eléctrico a través de la revisión de la literatura y mediante una modelización teórica simplificada dentro de un contexto estático y para un periodo temporal de corto plazo. Si se efectúa la reforma del sector eléctrico, fundamentalmente se pierden economías de integración vertical (especialmente economías de coordinación) en las decisiones acerca de qué centrales deben operar para realizar la generación a un mínimo coste. No obstante, la introducción de competencia en las fase de generación y 75 comercialización, junto con un adecuado diseño de las condiciones de acceso a las redes eléctricas pueden incentivar a las empresas del sector a mejorar su eficiencia productiva. La evidencia internacional muestra diversos resultados de la reforma del sector eléctrico. En general, se puede decir que la valoración de diferentes estructuras de mercado muestra que la competencia favorece la productividad del trabajo en la fase de generación, la reducción de costes y de precios a nivel industrial y residencial, pero que el poder de mercado (grado de competencia efectiva del sector) podría impedir conseguir las reducciones esperadas. Como medida institucional, se propone incrementar el número de empresas en la fase de generación, separando las empresas existentes o fomentando la entrada de nuevas empresas sin olvidar aplicar políticas de defensa de la competencia que eviten la formación de cárteles o la adopción de conductas colusivas. Asimismo, en general, los trabajos revisados en los que se ha efectuado un análisis costebeneficio neto de las reformas de los sectores eléctricos en el ámbito internacional muestran que los beneficios de dichas reformas al parecer son positivos. Las principales conclusiones que se derivan de la modelización teórica realizada en la sección 2.3 son las siguientes:  Se puede observar que la competencia (imperfecta) entre las empresas eléctricas depende en gran medida de las reglas de acceso a las redes de transmisión y distribución que se adopten tras la reforma, y de que en el sistema no se presenten problemas de congestión, es decir, que el sistema cuente con suficiente capacidad para realizar los intercambios de electricidad entre regiones distantes.  Si se realiza la reforma del sector eléctrico sin cuidar el correcto diseño de los nuevos mecanismos institucionales que gobiernen el acceso a las redes eléctricas 76 y sin adoptar medidas para reducir la elevada concentración heredada del modelo tradicional no se conseguirá mejorar los resultados del mercado eléctrico respecto a los del modelo tradicional. Si tras la reforma del sector eléctrico no existen ganancias de eficiencia productiva (reducción de costes de producción), los consumidores tendrán que pagar precios más altos por la electricidad consumida respecto a los precios del modelo centralizado. No obstante, si la ganancia de eficiencia productiva es lo suficientemente grande, es posible que se produzcan situaciones donde los precios disminuyan tras la reforma del sector. Se debe resaltar que sería interesante analizar cómo tomarían sus decisiones de ampliación de capacidad óptima las empresas generadoras en un sector eléctrico reformado en el que el gobierno intenta promover el uso de energías renovables con bajas emisiones contaminantes (para reducir las emisiones de gas de efecto invernadero y para sustituir recursos fósiles escasos). Asimismo, sería de gran interés analizar los incentivos que tendrían las empresas generadoras para ejercer poder de mercado en una industria eléctrica en la que los precios de la generación eléctrica, tras ciertas reformas de la industria, dejaran de determinarse administrativamente y se obtuvieran por la libre interacción entre la oferta y la demanda en un mercado mayorista competitivo. 77 Capítulo 3 La ampliación de capacidad en la generación eléctrica: tecnología convencional Vs. energías renovables 3.1 Introducción Desde hace ya algunas décadas un gran número de países han realizado reformas en sus industrias eléctricas. En general, se ha desintegrado verticalmente la generación y la comercialización de la transmisión y/o de la distribución, se ha introducido competencia en la generación y en la comercialización, se ha desarrollado un nuevo marco regulador (para las tarifas y condiciones de acceso a las redes eléctricas), se han creado mercados mayoristas de electricidad organizados (pools o power exchanges), y se han descentralizado las decisiones de inversión en ampliación de la red de transmisión y en capacidad de generación eléctrica. En este nuevo contexto, resulta interesante analizar cómo las empresas generadoras realizan sus decisiones de ampliación de capacidad en un mercado eléctrico mayorista de electricidad organizado. En la literatura existe una vasta gama de artículos y documentos de trabajo en los que se analiza (teórica y/o empíricamente) el proceso de competencia entre las empresas generadoras, en el corto plazo, para abastecer los 84 despacho, siempre que esto sea factible. En dicho caso, los consumidores son atendidos y pagan el precio minorista a la empresa con la que firmaron un contrato, las empresas generadoras reciben por la energía que inyectan a la red el precio mayorista, y pagan este mismo precio por cada unidad que necesiten comprar en el mercado mayorista para satisfacer los contratos que tienen firmados con los consumidores. En caso el licitador no consiga encontrar un precio que equilibre la oferta y la demanda, debido a que se ha supuesto que tanto la demanda como la cantidad total de las capacidades instaladas son insensibles a los cambios del precio del mercado mayorista, entonces ocurriría un corte del suministro eléctrico y ninguna empresa generadora obtendría beneficio alguno debido a que no podría vender ni entregar energía eléctrica. Tras su análisis, ella encuentra que las capacidades totales invertidas en el caso en el que compiten las dos empresas generadoras (duopolio) pueden resultar superiores o inferiores a las capacidades invertidas en el caso de monopolio. Además, en este modelo en el que los consumidores no responden inmediatamente a las variaciones del precio del mercado mayorista y en el que se les garantiza determinado precio en el mercado minorista antes que se realice la demanda aleatoria, la autora encuentra que si las dos empresas generadoras coordinan en un equilibrio de Nash en un subjuego perfecto que Pareto domina al resto de equilibrios, la capacidad total invertida por las empresas duopolísticas es por lo general superior a la capacidad invertida por el monopolio, pero para el bienestar social la competencia duopolística resulta menos favorable que el caso de monopolio gracias a que los precios en el mercado minorista para el caso de monopolio resultan inferiores a los del duopolio. García et al. (2008) desarrollan un modelo de simulación que captura la dinámica de las inversiones en la generación en el mercado eléctrico liberalizado español. Su 85 modelo incorpora un algoritmo que les permite determinar los precios del pool y considera las principales variables (costes variables de operación y mantenimiento de las centrales generadoras, precio del combustible, la capacidad de generación disponible de cada empresa, la capacidad de generación disponible de todas las empresas generadoras, la demanda, los costes de emisión de CO2, porcentaje de cortes y programas de mantenimiento, potencia instalada, etc.) que influyen en la toma de decisiones de las empresas generadoras sobre la cantidad y precios que ofrecerán en el pool. Asimismo, el modelo incorpora la relación entre las principales variables (precios esperados del pool, garantías de potencia, coste unitario del gas natural, retardos en la aprobación y construcción de las centrales, etc.) de inversión en nueva capacidad de generación en ciclo combinado de gas natural, la cual se basa fundamentalmente en los criterios de rentabilidad y de necesidad de capacidad del sistema. Los resultados que obtienen de la simulación que realizan es que se aprecian ciclos de inversión que crean inestabilidad en el mercado eléctrico español. Estos autores concluyen que lo que causa este inconveniente es el hecho que la garantía de potencia no proporciona los adecuados incentivos para las inversiones en generación, tanto en cantidad como en lo referente al momento en que éstas deberían realizarse. Sánchez, et al. (2008) plantean una metodología que combina las técnicas de la dinámica del sistema, la teoría de riesgo crediticio y la teoría de juegos para modelar la planificación de largo plazo de la generación eléctrica en un mercado eléctrico liberalizado. Estos autores, dentro de la aproximación de los modelos basados en la dinámica del sistema, presentan una nueva metodología basada en conceptos de la teoría de riesgo crediticio para diferenciar a las empresas al momento de calcular la rentabilidad esperada de posibles nuevas inversiones y que permite determinar de forma endógena 86 una tasa de descuento para cada empresa generadora dependiendo de la estructura financiera de cada empresa en cada etapa de la simulación, mientras que cuestiones como el comportamiento de las pujas de las empresas generadoras en el mercado spot y sus decisiones de firmar contratos forward son modelados a través de las técnicas de la teoría de juegos. Finalmente, un caso estudio basado en el mercado eléctrico español ha sido llevado a cabo por estos autores con la intención de mostrar las bondades del modelo que han desarrollado. En particular, encuentran que al incorporar la tasa de descuento endógena surgen márgenes de reserva más estables y las empresas tienden a especializarse en determinada tecnología en mayor medida que en los casos de tasa de descuento exógena. Castro-Rodríguez, Marín y Siotis (2009) desarrollan un modelo teórico para analizar las decisiones de inversión en capacidad de generación eléctrica, en un horizonte temporal de largo plazo, en un mercado eléctrico liberalizado. Utilizan un juego no cooperativo de dos etapas. En la primera etapa, las empresas deciden para el largo plazo los niveles de capacidad a instalar en el mercado. En la segunda etapa, asumen que las empresas abastecen la demanda incierta del mercado de forma competitiva (en esta etapa suponen que las empresas no se comportan estratégicamente, es decir, que imponen un precio igual al coste marginal de su producción). Respaldan sus resultados mediante la simulación de tres escenarios haciendo uso de datos reales del mercado eléctrico español. En el primero, un escenario descentralizado en el que asumen libre entrada con 78 generadores en el mercado, la capacidad instalada sería muy próxima al nivel socialmente óptimo. En un segundo escenario con 20 empresas simétricas en el mercado, se producirían cortes durante las horas punta. En un tercer escenario, en el que sólo hay 6 empresas generadoras en el mercado, las empresas invertirán en capacidad 87 por debajo de los niveles socialmente óptimos, más aún si el mercado eléctrico se encuentra exento de regulación. Fabra, von der Fehr y De Frutos (2009), para analizar cómo el diseño del mercado afecta el desempeño del mismo a través de su impacto sobre los incentivos a invertir, desarrollan un juego de dos etapas enque dos empresas idénticas primeramente eligen sus capacidades bajo una demanda incierta y posteriormente compiten en el mercado. Tras analizar el uso de dos tipos de subastas (de precio uniforme y discriminatorias), la imposición de precios tope y la duración de las pujas, estos autores encuetran que aunque la subasta discriminatoria conduce a comportamientos más competitivos y precios más bajos que los de la subasta de precio uniforme, esto no implica que los incentivos a invertir sean menores. Ellos encuentran que los incentivos a invertir inducidos por la subasta discriminatoria pueden ser más fuertes que los de las subastas de precios uniformes para ciertas distribuciones de la demanda. Castro-Rodríguez, y Siotis (2010), basados en el modelo desarrollado por CastroRodríguez, Marín y Siotis (2009), emplean un juego no cooperativo de dos etapas para analizar los efectos del poder de mercado sobre la inversión en generación en un mercado eléctrico horario en el que se supone que la intervención es nula o mínima. En la primera etapa las empresas generadoras deciden libremente la capacidad a instalar. En la segunda etapa se simulan dos posibles casos: En el primer caso, se supone que las empresas ofertan su producción de energía eléctrica de forma competitiva (sus pujas coinciden con sus costes marginales). En el segundo caso, se supone que las empresas generadoras establecen pujas por encima de sus costes marginales (con un margen precio-coste marginal constante). Utilizando datos del mercado español, analizan los 88 niveles de capacidad disponible que se obtendrían como porcentaje sobre la demanda máxima y como porcentaje sobre 1,1 veces la demanda máxima realizando simulaciones para tres posibles escenarios y bajo los supuestos de los dos casos antes mencionados. El primer escenario corresponde a un escenario de libre entrada con 70 empresas genarodaras en el mercado mayorista. El segundo escenario considera 20 empresas generadoras operando en el mercado mayorista horario. El tercer escenario considera a sólo 6 empresas generadoras operando en el mercado. Sus resultados muestran que los niveles de capacidad instalada en un mercado eléctrico descentralizado con empresas generadoras con poder de mercado sobre las decisiones de inversión serían menores a aquellos niveles necesarios para conseguir un nivel de garantía de suministro adecuado. Después de haber efectuado la revisión de la literatura, en las dos secciones subsiguientes se describirá el modelo teórico a utilizar, en el que se caracteriza la toma de decisiones de operación óptima en el corto plazo y de ampliación de capacidad óptima en el largo plazo por parte de una empresa generadora que utiliza una tecnología convencional y que compite con una empresa generadora que utiliza energías renovables no convencionales “limpias” para su producción de electricidad en un ambiente en el que las normas del sector eléctrico, con el propósito de fomentar el uso de energías renovables no convencionales “limpias”, obligan al operador de la red de transmisión a dar prioridad a su rival que produce electricidad con tecnologías menos contaminantes. 89 3.3 Modelo Teórico En la presente sección se plantea el modelo teórico que describe el funcionamiento del mercado de generación eléctrica en el corto plazo, es decir, cuando las capacidades de las empresas están ya instaladas. Esto significa que los costes fijos están hundidos; esto es; los costes fijos no afectan las decisiones de producción, si bien pueden ser importantes en la determinación de los niveles de beneficios. 3.3.1 Horizonte temporal de corto plazo En el corto plazo consideramos que la capacidad productiva de las empresas ya está instalada y que la demanda final de electricidad (realizada por los consumidores finales) es perfectamente inelástica 29 . Por su parte, la demanda del mercado mayorista de generación eléctrica, es decir, aquella que afrontan los generadores, es elástica, 30 y viene dada por:   ppQ  [3.1] Donde 0 es la cantidad demandada si el precio fuese cero; p es el precio del mercado mayorista y   pp  la parte de la demanda final obtenida de mercados 29 La demanda final de electricidad es casi perfectamente inelástica al precio del mercado mayorista siempre que la gran mayoría de los consumidores (abastecidos por sus suministradores locales: consumidores cautivos) pague tarifas fijas independientemente de las oscilaciones del precio del mercado mayorista, y siempre que el resto de consumidores (los que pueden elegir su suministrador de electricidad) que pueden participar como compradores en el mercado mayorista, representen una muy pequeña cuota de mercado de la demanda total. Para ver detalles sobre la evidencia empírica acerca de la elasticidad precio de la demanda final de electricidad, tanto en el corto como en el largo plazo, remítase a Fernández (2006) y Agostini et al. (2009). 30 Esto puede justificarse suponiendo que los comercializadores compran energía eléctrica en el extranjero a través de interconexiones con mercados externos. 90 extranjeros. Además, 0 dp dQ  representa la tasa instantánea de cambio de la demanda atendida por los generadores ante una variación infinitesimal en el precio del mercado mayorista y de manera alternativa,   , dp pd  representa la tasa instantánea de cambio de la demanda que es atendida por mercados extranjeros ante un cambio infinitesimal en el precio del mercado mayorista 31 . De [3.1] se tiene que la función de demanda inversa que atienden los generadores es:   bQaQ 1 Qp                       [3.2] Donde .0 1 by0a       A lo largo de este capítulo se considerará que existen dos (tipos de) empresas generadoras de electricidad. La empresa generadora 1, produce energía con una tecnología que es menos contaminante que la de su rival, con una capacidad instalada 1 k en el corto plazo. Sus costes marginales son constantes hasta el nivel de capacidad instalada (rendimientos constantes a escala hasta alcanzar su capacidad), e infinitos una vez que se supera 1 k . Esto significa que el suministro no puede incrementarse en el corto plazo. Es decir, , kqsi, kqsi,c CMg 11 111 1      donde .0c1 31 Note que ante un incremento unitario en el precio del mercado mayorista, la demanda atendida por los generadores disminuye en β MW-h, mientras que la demanda que es atendida por mercados extranjeros aumenta en β MW-h. 91 Además, se supondrá que la empresa 1 siempre produce a plena capacidad   11 kq  , y que al producir electricidad con energía renovable no convencional (ERNC) no contaminante, el marco regulador le garantiza prioridad a su producción en el mercado mayorista. La empresa 1 podrá vender su producción al precio del mercado mayorista, que será determinado por el precio ofertado por la empresa 2. Por hipótesis, siempre se verifica que ,kq 11  entonces los costes marginales de la empresa 1 siempre serán iguales a .c1 La capacidad instalada de la empresa 2, que produce energía con una tecnología convencional, es ,k2 y de nuevo, sus costes marginales son constantes hasta el nivel de capacidad instalada, e infinitos una vez que se supera ,k2 es decir, , kqsi, kqsi,c CMg 22 222 2      donde .0c2 Además, se ha supuesto que .0kky0kkq 2112M2  Donde M2 q es la cantidad que produciría la empresa 2 en un régimen de monopolio (al atender sola la demanda residual) sin restricciones de capacidad. Lógicamente, esta cantidad se obtiene igualando el ingreso y el coste marginal, ,c q2k IMg 2 21 2    Por lo que:             2 ck p 2 ck q 21 M2 21 M2 [3.3] 92 En la figura 3.1 se muestra el equilibrio que se obtendría si la empresa 2 tuviese una capacidad instalada superior a la cantidad que maximiza sus beneficios actuando como monopolista sobre su demanda residual   .qk M22  Se puede apreciar, como ya se ha dicho, que la cantidad que maximiza los beneficios de la empresa 2, ,q M2 resulta de la intersección de sus costes e ingresos marginales. Reemplazando este nivel de producción en la demanda residual inversa del generador 2,   ,qp 2 se obtiene el precio que éste deberá cobrar por su producción, el que a su vez será el precio de equilibrio del mercado, ya que se ha supuesto que la empresa 1 siempre produce a plena capacidad (esto está garantizado por el marco regulador que fomenta el uso de energías renovables “limpias”) y recibe por su producción el precio del mercado que es determinado por el generador 2. Figura 3.1: Equilibrio que se obtendría si la empresa 2 maximizara sus beneficios actuando como monopolista sobre su demanda residual y sin restricciones de capacidad 1 k k1 k1     1 k   k1 c2 hMW  p(Q) p(q2) IMg2(q2) CMg2  k2 E CMg1 k1 c1 M2 *QQ  M2 * 2qq  M *pp  Fuente: Elaboración propia. 93 En la tabla 3.1 se muestran los resultados que se obtendrían si la empresa 2 maximizara sus beneficios actuando como monopolista sobre su demanda residual y sin tener restricciones de capacidad. Los resultados de la empresa 2 mostrados en la tabla 3.1, junto con los resultados que esta misma empresa obtendría actuando como monopolista sobre su demanda residual con restricciones de capacidad y que se muestran en la tabla 3.2, nos servirán para determinar en la sección 3.4.1.1 los resultados que obtendría esta empresa en el largo plazo cuando maximiza sus beneficios en términos esperados al enfrentarse a una demanda residual futura aleatoria que tiene dos posibles realizaciones: una demanda residual futura alta con probabilidad ,1   y una demanda residual futura baja con probabilidad .  Tabla 3.1: Resultados que se obtendrían si la empresa 2 maximizara sus beneficios actuando como monopolista sobre su demanda residual sin tener restricciones de capacidad Empresa 1 M *pp  * 1 q * 1    2 ck 21 1 k 11 21 kc 2 ck           Empresa 2 M *pp  M2 * 2qq  * 2    2 ck 21 2 ck 21      4 ck 2 21 Fuente: Elaboración propia. Para que la empresa 2 tenga incentivos a incrementar su capacidad de generación en el largo plazo, supondremos a partir de ahora que .kq 2M2  De aquí, y por [3.3], fácilmente se comprueba que .k2ck 221  100 En este punto es importante resaltar que el multiplicador de Lagrange:    2 * 22 2 * 2CMg 2 qIMg 21 kq 2 * 2 *c k2k k          Aproximadamente representa el incremento del beneficio óptimo que obtendría la empresa 2 al incrementar su capacidad instalada 2 k en una unidad, ceteris paribus. Se puede apreciar que a la empresa 2 le interesará ampliar su capacidad en un .ck k * 2 Donde k c representa el coste marginal de ampliar capacidad. Es decir, la empresa 2 estaría dispuesta a asumir como máximo unos costes por ampliar su capacidad en un * 2 k  iguales a *  . Esto es, la ampliación de capacidad óptima de la empresa 2 se obtendrá cuando se verifique que .ck * En otras palabras, *  vendría a ser el coste sombra por ampliar capacidad. Por otro lado, se puede apreciar que si el coste marginal de ampliar capacidad fuese nulo, entonces la empresa 2 ampliaría su capacidad hasta alcanzar el valor de producción en el que ésta actuaría como monopolista sin restricciones de capacidad, ,q M2 es decir, en este caso se verificaría que .kqk 2M2 * 2 En la figura 3.4 se muestra el hecho que la empresa 2 ampliaría capacidad en un ,k* 2  que es el valor que correponde a .ck * 101 Figura 3.4: La empresa 2 incrementará su capacidad en un 2 k siempre que k *c 1 k k1 k1 k1     1 k   c2+ck c2 hMW  p(Q) p(q2) IMg2(q2) CMg2 p* pM 2 * 2kq  λ* ck * 22 kk  q2M Q*  E Fuente: Elaboración propia. Ahora vamos a determinar la función del bienestar social, de manera que dicha función, en la siguiente sección, nos permita analizar los resultados que se obtendrían bajo una perspectiva social. El excedente del consumidor es:           2 kk 2 Q QEC 2 21 2 * * [3.10] Y el bienestar social:        2211 2121 * 2 * 1 ** kckc 2 kk2kk QECQBS     [3.11] 102 Es importante notar que en todo el capítulo, el bienestar social es calculado como una suma no ponderada del excedente del consumidor y los beneficios de las empresas, que ambas empresas son tratadas por igual, y que no se considera el coste social de posibles subvenciones. 3.3.3 El equilibrio desde el punto de vista social En este punto queremos ver si es mejor la solución privada (mercado) frente a la solución intervencionista del Estado. En particular, vamos a determinar si un planificador social (regulador) conseguiría mejorar el bienestar social obtenido anteriormente en el equilibrio privado. En este caso, el planificador deberá maximizar el bienestar social teniendo en cuenta las restricciones de capacidad de las empresas. Concretamente:              0Q kQ kkQ:a.s cckQc 2 Q kQc Q kc Q 2 Q QSB Max 1 21 2112 2 Q 12 Q 11 QEC 2 Q 21                                                Note que el problema de optimización es un programa convexo para máximo, por lo que las condiciones necesarias de Kuhn-Tucker para máximo local son también suficientes para máximo global. Además, como la función objetivo es estrictamente cóncava, la solución es única (máximo global estricto). El lagrangiano viene dado por:         QQcckQc 2 Q Q2112 2               103 Las condiciones de Kuhn-Tucker son:     0Qsi00c Q Q Q* 2 **       [3.12]   21 *kkQsi00  [3.13]   1 *kQsi00  [3.14] La resolución del problema anterior nos permite formular los siguientes resultados. Proposición 2: Bajo las condiciones del modelo, en el equilibrio social el regulador permite a la empresa 2 producir a su máxima capacidad   2 * 2kq  e imponer el precio   . kk p21 *     Demostración. Véase anexo 3.7.2. Intuitivamente, si el regulador maximizara el bienestar social sin tener en cuenta las restricciones de capacidad de las empresas generadoras, el precio óptimo sería igual al coste marginal de la empresa más eficiente, esto es c2. Pero, debido a restricciones de capacidad   2221 * 22 *kk2ckqcpsi  , la empresa 2 tendría problemas de abastecimiento de su demanda residual. Además, en estas circunstancias, la empresa 1 tendría que ser subvencionada por el regulador en   .kcc 121  Por lo que para obtener el bienestar social óptimo el regulador debería permitir a la empresa 2 imponer el precio , kk p21 *    que correspondería a su producción a plena capacidad (que serían los resultados obtenidos en la proposición 2). En consecuencia, se obtendría el mismo 104 bienestar social que en el caso donde la empresa 2 actúa como monopolista, con restricciones de capacidad, sobre su demanda residual. 3.4 La decisión de ampliar capacidad En el largo plazo, se lleva a cabo un juego no cooperativo en dos etapas (I y II). Se considera que en las dos etapas la empresa 1 produce k1 debido a que el coste de ampliar capacidad para esta empresa resulta ser muy elevado por el tipo de tecnología requerida para la producción de energía con bajas tasas de emisiones contaminantes. En la tabla 3.3 se muestran los costes de inversión y de producción de algunas tecnologías necesarias para utilizar fuentes de energía renovable no convencionales. Las tecnologías que utilizan fuentes de energía renovable tienen una estructura de costes distinta a las que utilizan los sistemas de generación de energía convencionales, mientras que los sistemas de combustión fósil tienen por lo general costes de inversión inicial relativamente moderados y costes de operación elevados debido a su consumo de combustible, las fuentes de energía renovables (solar, eólica, geotérmica) no suelen tener costes de producción ya que no consumen combustible, pero requieren una inversión inicial relativamente elevada, [Tampier y Beaulieu (2006)]. Tabla 3.3: Costes de inversión y producción de fuentes de energía renovables Fuente de energía renovable Costes de Inversión $/kW instalado Costes de producción Ctvs.$/kWh generado Solar Fotovoltáicos: 3,500 a 7,000 25 a 150 Fototérmicos: 2,000 a 4,000 10 a 25 Eólica 1,000 5 a 11 Minihidráulica 800 a 6,000 3 a 45 Biomasa 630 a 1,170 4 a 6 Fuente: Ramírez y Torres (2006). 105 Por su parte, en la primera etapa   It  , la empresa 2 decide la ampliación óptima de su capacidad: ,k* 2  y en la segunda etapa   ,IIt decide su producción óptima. Sea la demanda aleatoria: ,pQ  donde: . :adprobabilidcon ; 1 :adprobabilidcon ; b a       Se asume que en el largo plazo existen dos posibles realizaciones de la demanda total del mercado, una alta (correspondiente a a  ) y otra baja (correspondiente a b  ), ambas mayores a la demanda total del periodo de corto plazo, .  Específicamente, ,0 ba  de manera que resulta:   ;1 ba __  .01 b __ a      Por tanto, existirán dos posibles realizaciones de la demanda residual que encarará la empresa 2, una alta (correspondiente a 1a k  ) y otra baja (correspondiente a 1b k  ). En las figuras 3.5 y 3.6, para cada caso analizado, se aprecian la demanda residual que encara la empresa 2 en el corto plazo (trazo continuo) y las dos posibles realizaciones de su demanda residual futura (alta y baja con trazos discontinuos). Asimismo, se muestran los ingresos marginales que obtendría la empresa 2 en el corto y en el largo plazo (para las dos posibles realizaciones de su demanda residual). Además, al asumir que las empresas son neutrales al riesgo, se garantiza que éstas maximizan sus beneficios esperados. Por otro lado, para que la empresa 2 tenga incentivos a ampliar su capacidad, supondremos que ,c ck2k k 221b * b    por lo que deberá verificarse que:   .k2kcc 21k2b  Los costes de ampliación de capacidad vendrán dados por:   .kckc 2k2  Finalmente, se supondrá que la 106 empresa decide libremente sobre su ampliación de capacidad y que el regulador le garantiza que los precios en el largo plazo serán los que vacíen el mercado. A continuación, se desarrolla este juego de dos etapas utilizando la técnica de inducción hacia atrás, tanto para una perspectiva privada como para una perspectiva social. En ambas perspectivas, se analizan dos casos que resultan relevantes en el análisis desde una perspectiva económica. 3.4.1 El equilibrio privado 3.4.1.1 Proceso de inducción hacia atrás: Etapa II La empresa 2 tiene una nueva capacidad instalada: ,kkkk * 22 II 2 I 2 y realiza sus decisiones de producción óptima resolviendo el problema de incertidumbre de su demanda residual futura (alta o baja). *Caso 1: En este caso se supone que la nueva capacidad instalada de la empresa 2, ,kk * 22  tiene como límite superior la cantidad que maximiza sus beneficios si ésta actúa como monopolista sin restricciones de capacidad si la realización de su demanda residual futura es alta y como límite inferior la cantidad que maximizarían sus beneficios si ésta actúa como monopolista sin restricciones de capacidad si la realización de su demanda residual futura es baja. En otras palabras, en este caso se ha supuesto lo siguiente: 107 . 2 ck qkkkk 2 ck q21b b M2 * 22 II 2 I 2 21a a M2     Este caso es representado en la figura 3.5. En caso la realización de la demanda residual futura que enfrente la empresa 2 sea baja, el problema que deberá resolver dicha empresa será:   0q kkq :.a.s kcqcqq 1k Max b2 * 22b2 * 2kb22b2b2 1b q2b b2                         [3.15] Por otro lado, si la realización de la demanda residual futura de la empresa 2 es alta, el problema que deberá resolver dicha empresa será:   0q kkq :.a.s kcqcqq 1k Max a2 * 22a2 * 2ka22a2a2 1a q2a a2                         [3.16] La hipótesis planteada en este caso, y la resolución de los problemas anteriores nos permiten formular los siguientes resultados. 108 Proposición 3: En el equilibrio privado, para la empresa 2, si , 2 ck qkkkk 2 ck q21b b M2 * 2 2 II 2 I 2 21a a M2        se cumple: i)   . 1 c b k a        ii) El precio, la cantidad y los beneficios en el equilibrio vendrán dados respectivamente por las siguientes expresiones: , 2 ck pp 21b b M * b     , 2 ck qq 21b b M2 * b2    y   * 2k 2 21b * b2 kc 4 ck        , si la realización de la demanda residual futura de la empresa 2 es baja. iii) El precio, la cantidad y los beneficios en el equilibrio vendrán dados respectivamente por las siguientes expresiones: ; kkk p * 221a * a     * 22 * a2 kkq   y   * 2k * 22 2 * 221a * a2 kckk ckkk               , si la realización de la demanda residual futura de la empresa 2 es alta. Demostración. Véase anexo 3.7.3. Intuitivamente, el resultado obtenido en el inciso ii) de la proposición 3 se debe al hecho que al haber supuesto que la empresa 2 no tiene restricciones de capacidad si la realización de su demanda residual futura es baja, ésta maximizará sus beneficios igualando sus costes marginales con sus ingresos marginales; es decir, producirá la cantidad que maximizaría sus beneficios actuando como monopolista sobre su demanda residual futura cuando la realización de ésta es baja: .qq b M2 * b2  Asimismo, el resultado 109 obtenido en el inciso iii) de la proposición 3 se debe al hecho que se ha supuesto que la empresa 2 no podrá alcanzar el nivel de producción que maximizaría sus beneficios actuando como monopolista sobre su demanda residual futura si la realización de ésta es alta, por lo que ésta no tendrá más remedio que producir a plena capacidad * 22 * a2 kkq  para maximizar sus beneficios. En la tabla 3.4 se resumen los resultados obtenidos en este caso, tanto para la realización de una demanda residual futura alta como para la realización de una demanda residual futura baja. Estos resultados se han obtenido teniendo en cuenta los resultados obtenidos por la empresa 2 en las tablas 3.1 (sin restricciones de capacidad) y 3.2 (con restricciones de capacidad) respectivamente. Si la realización de la demanda futura que encararía la empresa 2 es baja, teniendo en cuenta los resultados obtenidos por la empresa 2 en la tabla 3.1, al ser por hipótesis ,qkk b M2 * 22  entonces la empresa 2 no tendría restricciones de capacidad y produciría b M2 * b2 qq  para maximizar sus beneficios. Por otro lado, si la realización de la demanda futura que atendería la empresa 2 es alta, teniendo en cuenta los resultados obtenidos por la empresa 2 en la tabla 3.2, al ser por hipótesis ,kkq * 22 a M2  entonces la empresa 2 tendría restricciones de capacidad y produciría * 22 * a2 kkq  para maximizar sus beneficios. 116 *Caso 2: La empresa 2 resuelve el siguiente problema de optimización:                                         2k22 2221a 2k22 2221b k2 kckk ckkk 1 kckk ckkk E Max 2 La resolución del problema anterior nos permite formular los siguientes resultados. Proposición 6: Si por hipótesis se tiene que , 2 ck qkk 2 ck q 2 ck q21 M2 * 2 2 21b b M2 21a a M2          entonces el incremento de capacidad óptimo de la empresa 2 vendrá dado por   0 2 cck2k kk221 * 2     , mientras que la producción agregada de la industria y los beneficios óptimos de la empresa 2, en términos esperados, vendrán dados respectivamente por:     12k * 22 *kcckkQE   y por       .ckkk4cck2k 4 1 E2212 2 k221 * 2              Demostración: Véase anexo 3.7.6. 117 3.4.2 El equilibrio social Ahora vamos a determinar cómo un planificador social (regulador) tomaría las decisiones de ampliación de capacidad en el largo plazo bajo los mismos supuestos con los que la empresa 2 ha tomado sus decisiones de ampliación de capacidad: la empresa 1 no amplía capacidad y su producción es k1, la demanda futura de energía tiene dos posibles realizaciones (una alta y otra baja) y el planificador es neutral al riesgo. Asimismo, se supondrá que    ,b,aickkk 2i221  de modo que haya incentivos a ampliar la capacidad en un periodo de muy largo plazo. En una primera etapa   It  , el planificador decide la ampliación óptima de capacidad, y en una segunda etapa   IIt , decide la producción óptima.  Etapa II: En esta etapa el planificador social, para cada posible realización de la demanda futura    ,b,ai  deberá maximizar el bienestar social teniendo en cuenta las restricciones de capacidad de las empresas. Concretamente:       0Q kQ kkkQ:.a.s b,ai;kccckQcQ 2 1 QSB Max 1 * 221 * 2k2112 i 2 Q                           La resolución del problema anterior nos permite formular los siguientes resultados. 118 Proposición 7: En el equilibrio social, en el largo plazo, la producción agregada y el bienestar social óptimos respectivamente están dados por * 221 * ikkkQ   y           b,aidonde;kccckkkkckkk 2 1 QSB * 2k211 * 2212 i 2 * 221 * i                       y con .0c kkk 2 * 221i     Demostración: Véase anexo 3.7.7.  Etapa I: En esta etapa el planificador social, decide la ampliación de capacidad de la empresa 2 maximizando el bienestar social esperado, esto es:                                                                             2k2112212 a 2 221 2k2112212 b 2 221 k kccckkkkckkk 2 1 1 kccckkkkckkk 2 1 QSBEMax 2           2k2112212 2 221 k kccckkkkckkk 2 1 QSBEMax 2                         La resolución del problema anterior nos permite formular los siguientes resultados. Proposición 8: En el equilibrio social, en el largo plazo, el incremento de capacidad óptimo de la empresa 2 será     ,0cckkk 2k21 * 2  la producción agregada óptima en términos esperados vendrá dada por     ,ccQE 2k *  mientras que el bienestar social óptimo esperado vendrá dado por:             .ckccckcc 2 1 QSBE k21k21 2 2k *            Demostración: Véase anexo 3.7.8. 119 Proposición 9: Bajo las hipótesis del modelo analizado, se puede afirmar que, en el largo plazo, la empresa que no produce energía limpia (la empresa 2), tanto para el caso 1 como para el caso 2, realizará una ampliación de capacidad inferior a la ampliación de capacidad que realizaría un planificador social. Además, se aprecia que en términos esperados, la cantidad óptima agregada que se produciría, tanto para el caso 1 como para el caso 2, sería siempre menor a la cantidad óptima agregada que se produciría desde la perspectiva de un planificador social que maximiza el bienestar social esperado. Demostración: Véase anexo 3.7.9. 120 3.5 Análisis de sensibilidad En esta sección se realiza el análisis de sensibilidad del beneficio esperado óptimo por la empresa 2, tanto para el caso 1 como para el caso 2, y se realiza el análisis de sensibilidad del bienestar social óptimo esperado ante pequeños cambios en los parámetros de los cuales dependen. De este análisis se han extraído las siguientes proposiciones: Proposición 10A: Si se incrementa el nivel de saciedad b  (demanda de electricidad a precio nulo en el caso que la realización de la demanda futura fuese baja), ceteris paribus, el beneficio esperado por la empresa 2 se incrementaría, tanto en el caso 1 como en el caso 2. Además, ante un incremento en b  , ceteris paribus, el bienestar esperado por el planificador social siempre se incrementaría. Si se incrementa el coste marginal de ampliación de capacidad k c , ceteris paribus, el beneficio esperado por la empresa 2 disminuiría, tanto en el caso 1 como en el caso 2. Además, ante un incremento en k c , ceteris paribus, el bienestar esperado por el planificador social siempre disminuiría. Proposición 10B: Si se incrementa el nivel de saciedad a  (demanda de electricidad a precio nulo en el caso que la realización de la demanda futura fuese alta), ceteris paribus, el beneficio esperado por la empresa 2 se incrementaría, tanto en el caso 1 como en el caso 2. Además, ante un incremento en a  , ceteris paribus, el bienestar esperado por el planificador social siempre se incrementaría. 121 Proposición 10C: Si se incrementa la capacidad instalada de corto plazo de la empresa 2 2 k , ceteris paribus, el beneficio esperado por la empresa 2 en el caso 1 disminuirá si y sólo sí la probabilidad de que la demanda futura fuese baja está entre cero y 2/3. Mientras que el beneficio esperado por la empresa 2 en el caso 2 siempre aumentará ante un pequeño incremento de 2 k , ceteris paribus. Además, ante un incremento en 2 k , ceteris paribus, el bienestar esperado por el planificador social siempre se incrementaría. Proposición 10D: Si se incrementa la capacidad instalada de corto plazo de la empresa 1 1 k , ceteris paribus, el beneficio esperado por la empresa 2 disminuirá, tanto en el caso 1 como en el caso 2. Además, ante un incremento en 1 k , ceteris paribus, el bienestar esperado por el planificador social se incrementará o disminuirá dependiendo si la suma del coste marginal de la empresa 2 y el coste marginal de ampliación de capacidad es mayor o menor al coste marginal de la empresa 1. Proposición 10E: Si se incrementa el coste marginal de la empresa 2 ,c2 ceteris paribus, el beneficio esperado por la empresa 2 disminuirá, tanto en el caso 1 como en el caso 2. Además, ante un incremento en ,c2 ceteris paribus, el bienestar esperado por el planificador social siempre disminuiría. 122 Proposición 10F: Si se incrementa la tasa instantánea de cambio de la demanda atendida por los mercados extranjeros respecto a una pequeña variación en el precio del mercado mayorista  , ceteris paribus, el beneficio esperado por la empresa 2 disminuirá, tanto en el caso 1 como en el caso 2. Además, ante un pequeño incremento en  , ceteris paribus, el bienestar esperado por el planificador social siempre disminuiría. Proposición 10G: Si se incrementa la probabilidad de que la demanda futura sea baja ,  ceteris paribus, el beneficio esperado por la empresa 2 en el caso 1 disminuirá si y sólo sí su capacidad instalada de corto plazo es menor a     12 ckb . Mientras que el beneficio esperado por la empresa 2 en el caso 2 siempre disminuirá ante un pequeño incremento de  , ceteris paribus. Además, ante un pequeño incremento en ,  ceteris paribus, el bienestar esperado por el planificador social siempre disminuiría. Demostración: Véase anexo 3.7.10. 3.6 Conclusiones En este capítulo se ha analizado cómo una empresa que no produce energía limpia tomaría sus decisiones de ampliar su capacidad de generación en un horizonte de largo plazo. El marco utilizado es un mercado mayorista de electricidad organizado (pool) bajo el supuesto que el operador de la red de transmisión está obligado por la normativa de la industria eléctrica, que fomenta el uso de energías renovables “limpias”, a dar prioridad a 123 la producción de la empresa “rival”, dado el hecho que ésta produce energía amigable con el medio ambiente. Bajo este marco, en el corto plazo, la empresa que produce energía limpia cobrará por su producción el precio del pool que es impuesto por la empresa que no produce energía limpia y que satisface su demanda residual. En el largo plazo, en una primera etapa se asume que la empresa que produce energía limpia no incrementa su capacidad debido a que la tecnología requerida para producir energía limpia presenta muy elevados costes de inversión, mientras la otra empresa determinará su incremento de capacidad óptimo. En una segunda etapa, la empresa que produce energía limpia producirá a plena capacidad y su rival determinará su producción óptima que maximiza su beneficio esperado. Finalmente, los resultados obtenidos tanto en el corto como en el largo plazo, son comparados con aquellos obtenidos por un planificador social benevolente. Después de realizar el análisis del modelo, se puede que afirmar que la empresa que no produce energía limpia (la empresa 2), tanto para el caso 1 como para el caso 2, realizará una ampliación de capacidad inferior a la ampliación de capacidad que realizaría un planificador social. Además, se aprecia que en términos esperados, la cantidad óptima agregada que se produciría, tanto para el caso 1 como para el caso 2, sería siempre menor a la cantidad óptima agregada que se produciría desde la perspectiva de un planificador social que maximiza el bienestar social esperado. En este punto es relevante resaltar que gracias al supuesto simplificador que se ha adoptado, asumiendo que la empresa que contamina en menor medida el medio ambiente siempre produce a plena capacidad, tanto en el corto como en el largo plazo, se elimina la interacción estratégica entre las dos empresas, y se consigue analizar de 124 manera aislada cómo la empresa que no produce energía limpia (en el largo plazo) escoge su ampliación de capacidad óptima para satisfacer los requerimientos de su demanda residual futura. Finalmente, también es importante notar que este modelo solo se centra en el estudio de la fase de generación, y que no considera la posibilidad de integración vertical (parcial o total) entre la generación y la comercialización, y no toma en cuenta ni la capacidad ni la ampliación de capacidad de la red de transmisión. 125 3.7 Anexos: demostraciones de proposiciones Anexo 3.7.1: Demostración de la proposición 1 I. Supóngase en primer lugar que .0 * Entonces, de [3.9] resulta que .kq 2 * 2 Reemplazando 0 * en [3.8] se tienen dos posibilidades: 1.- Si ,0c k 0c q2k 0q 2 1 2 * 21 * 2       pero esto resulta contradictorio, ya que, por hipótesis .0 k 2c k kq 2 2 1 2M2       2.- Si ,0 2 c k q0c q2k 0q 2 1 * 22 * 21 * 2                        pero esto contradice la condición ,kq 2 * 2 ya que por hipótesis .0k 2 c k qkq 22 1 * 22M2                      II. Supongamos ahora que .0 * Entonces, de [3.9] y por hipótesis resulta que .0kq 2 * 2 Reemplazando esto en [3.8] resulta que .0c K2k 2 21 *    Por tanto, se aprecia que la única posible solución que satisface todas las condiciones de Kuhn-Tucker es la siguiente: ,kq 2 * 2                        21 2 1 *kk k 1k p . Lo cual demuestra la primera parte de la proposición. 228 Camisea para las centrales termoeléctricas que utilizan este insumo en la producción de electricidad. Finalmente, es importante resaltar que aún queda por explorar los resultados que se obtendrían si se intercambiase el orden inicial en que las empresas estratégicas tomasen sus decisiones de optimización de sus beneficios (en el presente capítulo se ha asumido que la empresa con mayor cuota de mercado es la que inicia el proceso de toma de decisiones en el proceso iterativo en el que las empresas optimizan sus beneficios escogiendo cantidades y haciendo frente a sus respectivas demandas residuales). Asimismo, estamos implementando el programa de manera tal que nos permita analizar en un futuro cercano los efectos de una posible fusión entre algunas empresas generadoras que operan en el SEIN y el efecto que tendría la venta de activos de las empresas generadoras con mayor cuota de mercado. 229 4.7 Anexo: Códigos del programa de simulación %%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% % MAIN.m % % Es el programa "raíz" del simulador a partir del cual se lleva a cabo la ejecución del proceso completo para una elasticidad determinada mediante sucesivas llamadas a la función "mainElectricas". % % Al final de la ejecución, y con los resultados obtenidos, se muestra un gráfico de evolución de precios Competitivo, Cournot, y de Referencia para todos los meses con los que se ha trabajado. Asimismo se crean diversas tablas con índices PCMI/LERNER. Dichos resultados y gráficos son almacenados como tablas Excel en las carpetas "gráficos" y "resultados", respectivamente (ver final del presente fichero para más detalle). % % No tiene parámetros de entrada ni de salida, la ejecución es tipo batch. % % La ejecución de este programa se lleva a cabo en las siguiente fases: % FASE 1: INICIALIZACIÓN DE MATRICES DE RESULTADOS % FASE 2: EJECUCIÓN DEL PROCESO COMPLETO PARA CADA UNO DE LOS MESES % FASE 3: GRÁFICOS DE EVOLUCIÓN DE PRECIOS COURNOT, DE REFERENCIA Y COMPETITIVO % FASE 4: CÁLCULO DE LOS ÍNDICES LERNER/PCMI DEL SEIN %%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% %FASE 1: INICIALIZACIÓN DE MATRICES DE RESULTADOS % Matrices que almacenaran los 2 primeros graficos para duopolio y triopolio.Es una matriz de 4x22 en la que en la primera fila se almacenan los meses,en la segunda los precios medios competitivos, en la tercera los precios medios Cournot y en la ultima los precios de referencia. grafico1duo(1,:)=[1:1:22]; grafico1trio(1,:)=[1:1:22]; % Matrices para los resultados de índices LERNER/PCMI del SEIN.En la primera columna se indica el mes, en la segunda el promedio del índice LERNER, en la tercera el promedio del 230 índice PCM y en la cuarta ladiferencia entre precio de Cournot y precio competitivo indicesLernerSEINduo(:,1)=[1:1:22]; indicesLernerSEINtrio(:,1)=[1:1:22]; %FASE 2: EJECUCIÓN DEL PROCESO COMPLETO PARA CADA UNO DE LOS MESES [grafico1duo(2,1),grafico1trio(2,1),grafico1duo(3,1),grafico1 trio(3,1),grafico1duo(4,1),grafico1trio(4,1)]=mainElectricas( '200703',-0.1); [grafico1duo(2,2),grafico1trio(2,2),grafico1duo(3,2),grafico1 trio(3,2),grafico1duo(4,2),grafico1trio(4,2)]=mainElectricas( '200704',-0.1); [grafico1duo(2,3),grafico1trio(2,3),grafico1duo(3,3),grafico1 trio(3,3),grafico1duo(4,3),grafico1trio(4,3)]=mainElectricas( '200705',-0.1); [grafico1duo(2,4),grafico1trio(2,4),grafico1duo(3,4),grafico1 trio(3,4),grafico1duo(4,4),grafico1trio(4,4)]=mainElectricas( '200706',-0.1); [grafico1duo(2,5),grafico1trio(2,5),grafico1duo(3,5),grafico1 trio(3,5),grafico1duo(4,5),grafico1trio(4,5)]=mainElectricas( '200707',-0.1); [grafico1duo(2,6),grafico1trio(2,6),grafico1duo(3,6),grafico1 trio(3,6),grafico1duo(4,6),grafico1trio(4,6)]=mainElectricas( '200708',-0.1); [grafico1duo(2,7),grafico1trio(2,7),grafico1duo(3,7),grafico1 trio(3,7),grafico1duo(4,7),grafico1trio(4,7)]=mainElectricas( '200709',-0.1); [grafico1duo(2,8),grafico1trio(2,8),grafico1duo(3,8),grafico1 trio(3,8),grafico1duo(4,8),grafico1trio(4,8)]=mainElectricas( '200710',-0.1); [grafico1duo(2,9),grafico1trio(2,9),grafico1duo(3,9),grafico1 trio(3,9),grafico1duo(4,9),grafico1trio(4,9)]=mainElectricas( '200711',-0.1); [grafico1duo(2,10),grafico1trio(2,10),grafico1duo(3,10),grafi co1trio(3,10),grafico1duo(4,10),grafico1trio(4,10)]=mainElect ricas('200712',-0.1); [grafico1duo(2,11),grafico1trio(2,11),grafico1duo(3,11),grafi co1trio(3,11),grafico1duo(4,11),grafico1trio(4,11)]=mainElect ricas('200801',-0.1); [grafico1duo(2,12),grafico1trio(2,12),grafico1duo(3,12),grafi co1trio(3,12),grafico1duo(4,12),grafico1trio(4,12)]=mainElect ricas('200802',-0.1); [grafico1duo(2,13),grafico1trio(2,13),grafico1duo(3,13),grafi co1trio(3,13),grafico1duo(4,13),grafico1trio(4,13)]=mainElect ricas('200803',-0.1); [grafico1duo(2,14),grafico1trio(2,14),grafico1duo(3,14),grafi co1trio(3,14),grafico1duo(4,14),grafico1trio(4,14)]=mainElect ricas('200804',-0.1); 231 [grafico1duo(2,15),grafico1trio(2,15),grafico1duo(3,15),grafi co1trio(3,15),grafico1duo(4,15),grafico1trio(4,15)]=mainElect ricas('200805',-0.1); [grafico1duo(2,16),grafico1trio(2,16),grafico1duo(3,16),grafi co1trio(3,16),grafico1duo(4,16),grafico1trio(4,16)]=mainElect ricas('200806',-0.1); [grafico1duo(2,17),grafico1trio(2,17),grafico1duo(3,17),grafi co1trio(3,17),grafico1duo(4,17),grafico1trio(4,17)]=mainElect ricas('200807',-0.1); [grafico1duo(2,18),grafico1trio(2,18),grafico1duo(3,18),grafi co1trio(3,18),grafico1duo(4,18),grafico1trio(4,18)]=mainElect ricas('200808',-0.1); [grafico1duo(2,19),grafico1trio(2,19),grafico1duo(3,19),grafi co1trio(3,19),grafico1duo(4,19),grafico1trio(4,19)]=mainElect ricas('200809',-0.1); [grafico1duo(2,20),grafico1trio(2,20),grafico1duo(3,20),grafi co1trio(3,20),grafico1duo(4,20),grafico1trio(4,20)]=mainElect ricas('200810',-0.1); [grafico1duo(2,21),grafico1trio(2,21),grafico1duo(3,21),grafi co1trio(3,21),grafico1duo(4,21),grafico1trio(4,21)]=mainElect ricas('200811',-0.1); [grafico1duo(2,22),grafico1trio(2,22),grafico1duo(3,22),grafi co1trio(3,22),grafico1duo(4,22),grafico1trio(4,22)]=mainElect ricas('200812',-0.1); %FASE 3: GRÁFICOS DE EVOLUCIÓN DE PRECIOS COURNOT, DE REFERENCIA Y COMPETITIVO % Mostramos la evolución de los precios de equilibrio competitivo, Cournot yde referencia para todos los meses (para duopolio y triopolio) subplot(2,1,1); plot(grafico1duo(1,:),grafico1duo(2,:),'b','LineWidth',2); hold on; plot(grafico1duo(1,:),grafico1duo(3,:),'r','LineWidth',2); hold on; plot(grafico1duo(1,:),grafico1duo(4,:),'g','LineWidth',2); title('DUOPOLIO'); legend('Precio Competitivo','Precio Nash Cournot','Precio de Referencia'); subplot(2,1,2); plot(grafico1trio(1,:),grafico1trio(2,:),'b','LineWidth',2); hold on; plot(grafico1trio(1,:),grafico1trio(3,:),'r','LineWidth',2); hold on; plot(grafico1trio(1,:),grafico1trio(4,:),'g','LineWidth',2); title('TRIOPOLIO'); legend('Precio Competitivo','Precio Nash Cournot','Precio de Referencia'); 232 %FASE 4: CÁLCULO DE LOS ÍNDICES LERNER/PCMI DEL SEIN %DUOPOLIO %ÍNDICES LERNER SEIN - PROMEDIO ILERNER SEIN indicesLernerSEINduo(1,2)=((grafico1duo(3,1)- grafico1duo(2,1))/grafico1duo(3,1))*100; indicesLernerSEINduo(2,2)=((grafico1duo(3,2)- grafico1duo(2,2))/grafico1duo(3,2))*100; indicesLernerSEINduo(3,2)=((grafico1duo(3,3)- grafico1duo(2,3))/grafico1duo(3,3))*100; indicesLernerSEINduo(4,2)=((grafico1duo(3,4)- grafico1duo(2,4))/grafico1duo(3,4))*100; indicesLernerSEINduo(5,2)=((grafico1duo(3,5)- grafico1duo(2,5))/grafico1duo(3,5))*100; indicesLernerSEINduo(6,2)=((grafico1duo(3,6)- grafico1duo(2,6))/grafico1duo(3,6))*100; indicesLernerSEINduo(7,2)=((grafico1duo(3,7)- grafico1duo(2,7))/grafico1duo(3,7))*100; indicesLernerSEINduo(8,2)=((grafico1duo(3,8)- grafico1duo(2,8))/grafico1duo(3,8))*100; indicesLernerSEINduo(9,2)=((grafico1duo(3,9)- grafico1duo(2,9))/grafico1duo(3,9))*100; indicesLernerSEINduo(10,2)=((grafico1duo(3,10)- grafico1duo(2,10))/grafico1duo(3,10))*100; indicesLernerSEINduo(11,2)=((grafico1duo(3,11)- grafico1duo(2,11))/grafico1duo(3,11))*100; indicesLernerSEINduo(12,2)=((grafico1duo(3,12)- grafico1duo(2,12))/grafico1duo(3,12))*100; indicesLernerSEINduo(13,2)=((grafico1duo(3,13)- grafico1duo(2,13))/grafico1duo(3,13))*100; indicesLernerSEINduo(14,2)=((grafico1duo(3,14)- grafico1duo(2,14))/grafico1duo(3,14))*100; indicesLernerSEINduo(15,2)=((grafico1duo(3,15)- grafico1duo(2,15))/grafico1duo(3,15))*100; indicesLernerSEINduo(16,2)=((grafico1duo(3,16)- grafico1duo(2,16))/grafico1duo(3,16))*100; indicesLernerSEINduo(17,2)=((grafico1duo(3,17)- grafico1duo(2,17))/grafico1duo(3,17))*100; indicesLernerSEINduo(18,2)=((grafico1duo(3,18)- grafico1duo(2,18))/grafico1duo(3,18))*100; indicesLernerSEINduo(19,2)=((grafico1duo(3,19)- grafico1duo(2,19))/grafico1duo(3,19))*100; indicesLernerSEINduo(20,2)=((grafico1duo(3,20)- grafico1duo(2,20))/grafico1duo(3,20))*100; indicesLernerSEINduo(21,2)=((grafico1duo(3,21)- grafico1duo(2,21))/grafico1duo(3,21))*100; indicesLernerSEINduo(22,2)=((grafico1duo(3,22)- grafico1duo(2,22))/grafico1duo(3,22))*100; 233 %ÍNDICES LERNER SEIN - PROMEDIO PCM SEIN indicesLernerSEINduo(1,3)=((grafico1duo(3,1)- grafico1duo(2,1))/grafico1duo(2,1))*100; indicesLernerSEINduo(2,3)=((grafico1duo(3,2)- grafico1duo(2,2))/grafico1duo(2,2))*100; indicesLernerSEINduo(3,3)=((grafico1duo(3,3)- grafico1duo(2,3))/grafico1duo(2,3))*100; indicesLernerSEINduo(4,3)=((grafico1duo(3,4)- grafico1duo(2,4))/grafico1duo(2,4))*100; indicesLernerSEINduo(5,3)=((grafico1duo(3,5)- grafico1duo(2,5))/grafico1duo(2,5))*100; indicesLernerSEINduo(6,3)=((grafico1duo(3,6)- grafico1duo(2,6))/grafico1duo(2,6))*100; indicesLernerSEINduo(7,3)=((grafico1duo(3,7)- grafico1duo(2,7))/grafico1duo(2,7))*100; indicesLernerSEINduo(8,3)=((grafico1duo(3,8)- grafico1duo(2,8))/grafico1duo(2,8))*100; indicesLernerSEINduo(9,3)=((grafico1duo(3,9)- grafico1duo(2,9))/grafico1duo(2,9))*100; indicesLernerSEINduo(10,3)=((grafico1duo(3,10)- grafico1duo(2,10))/grafico1duo(2,10))*100; indicesLernerSEINduo(11,3)=((grafico1duo(3,11)- grafico1duo(2,11))/grafico1duo(2,11))*100; indicesLernerSEINduo(12,3)=((grafico1duo(3,12)- grafico1duo(2,12))/grafico1duo(2,12))*100; indicesLernerSEINduo(13,3)=((grafico1duo(3,13)- grafico1duo(2,13))/grafico1duo(2,13))*100; indicesLernerSEINduo(14,3)=((grafico1duo(3,14)- grafico1duo(2,14))/grafico1duo(2,14))*100; indicesLernerSEINduo(15,3)=((grafico1duo(3,15)- grafico1duo(2,15))/grafico1duo(2,15))*100; indicesLernerSEINduo(16,3)=((grafico1duo(3,16)- grafico1duo(2,16))/grafico1duo(2,16))*100; indicesLernerSEINduo(17,3)=((grafico1duo(3,17)- grafico1duo(2,17))/grafico1duo(2,17))*100; indicesLernerSEINduo(18,3)=((grafico1duo(3,18)- grafico1duo(2,18))/grafico1duo(2,18))*100; indicesLernerSEINduo(19,3)=((grafico1duo(3,19)- grafico1duo(2,19))/grafico1duo(2,19))*100; indicesLernerSEINduo(20,3)=((grafico1duo(3,20)- grafico1duo(2,20))/grafico1duo(2,20))*100; indicesLernerSEINduo(21,3)=((grafico1duo(3,21)- grafico1duo(2,21))/grafico1duo(2,21))*100; indicesLernerSEINduo(22,3)=((grafico1duo(3,22)- grafico1duo(2,22))/grafico1duo(2,22))*100; %ÍNDICES LERNER SEIN - PCOURNOT-PCOMPETITIVO indicesLernerSEINduo(1,4)=(grafico1duo(3,1)- grafico1duo(2,1)); 234 indicesLernerSEINduo(2,4)=(grafico1duo(3,2)- grafico1duo(2,2)); indicesLernerSEINduo(3,4)=(grafico1duo(3,3)- grafico1duo(2,3)); indicesLernerSEINduo(4,4)=(grafico1duo(3,4)- grafico1duo(2,4)); indicesLernerSEINduo(5,4)=(grafico1duo(3,5)- grafico1duo(2,5)); indicesLernerSEINduo(6,4)=(grafico1duo(3,6)- grafico1duo(2,6)); indicesLernerSEINduo(7,4)=(grafico1duo(3,7)- grafico1duo(2,7)); indicesLernerSEINduo(8,4)=(grafico1duo(3,8)- grafico1duo(2,8)); indicesLernerSEINduo(9,4)=(grafico1duo(3,9)- grafico1duo(2,9)); indicesLernerSEINduo(10,4)=(grafico1duo(3,10)- grafico1duo(2,10)); indicesLernerSEINduo(11,4)=(grafico1duo(3,11)- grafico1duo(2,11)); indicesLernerSEINduo(12,4)=(grafico1duo(3,12)- grafico1duo(2,12)); indicesLernerSEINduo(13,4)=(grafico1duo(3,13)- grafico1duo(2,13)); indicesLernerSEINduo(14,4)=(grafico1duo(3,14)- grafico1duo(2,14)); indicesLernerSEINduo(15,4)=(grafico1duo(3,15)- grafico1duo(2,15)); indicesLernerSEINduo(16,4)=(grafico1duo(3,16)- grafico1duo(2,16)); indicesLernerSEINduo(17,4)=(grafico1duo(3,17)- grafico1duo(2,17)); indicesLernerSEINduo(18,4)=(grafico1duo(3,18)- grafico1duo(2,18)); indicesLernerSEINduo(19,4)=(grafico1duo(3,19)- grafico1duo(2,19)); indicesLernerSEINduo(20,4)=(grafico1duo(3,20)- grafico1duo(2,20)); indicesLernerSEINduo(21,4)=(grafico1duo(3,21)- grafico1duo(2,21)); indicesLernerSEINduo(22,4)=(grafico1duo(3,22)- grafico1duo(2,22)); %TRIOPOLIO %ÍNDICES LERNER SEIN - PROMEDIO ILERNER SEIN indicesLernerSEINtrio(1,2)=((grafico1trio(3,1)- grafico1trio(2,1))/grafico1trio(3,1))*100; indicesLernerSEINtrio(2,2)=((grafico1trio(3,2)- grafico1trio(2,2))/grafico1trio(3,2))*100; indicesLernerSEINtrio(3,2)=((grafico1trio(3,3)- grafico1trio(2,3))/grafico1trio(3,3))*100; 235 indicesLernerSEINtrio(4,2)=((grafico1trio(3,4)- grafico1trio(2,4))/grafico1trio(3,4))*100; indicesLernerSEINtrio(5,2)=((grafico1trio(3,5)- grafico1trio(2,5))/grafico1trio(3,5))*100; indicesLernerSEINtrio(6,2)=((grafico1trio(3,6)- grafico1trio(2,6))/grafico1trio(3,6))*100; indicesLernerSEINtrio(7,2)=((grafico1trio(3,7)- grafico1trio(2,7))/grafico1trio(3,7))*100; indicesLernerSEINtrio(8,2)=((grafico1trio(3,8)- grafico1trio(2,8))/grafico1trio(3,8))*100; indicesLernerSEINtrio(9,2)=((grafico1trio(3,9)- grafico1trio(2,9))/grafico1trio(3,9))*100; indicesLernerSEINtrio(10,2)=((grafico1trio(3,10)- grafico1trio(2,10))/grafico1trio(3,10))*100; indicesLernerSEINtrio(11,2)=((grafico1trio(3,11)- grafico1trio(2,11))/grafico1trio(3,11))*100; indicesLernerSEINtrio(12,2)=((grafico1trio(3,12)- grafico1trio(2,12))/grafico1trio(3,12))*100; indicesLernerSEINtrio(13,2)=((grafico1trio(3,13)- grafico1trio(2,13))/grafico1trio(3,13))*100; indicesLernerSEINtrio(14,2)=((grafico1trio(3,14)- grafico1trio(2,14))/grafico1trio(3,14))*100; indicesLernerSEINtrio(15,2)=((grafico1trio(3,15)- grafico1trio(2,15))/grafico1trio(3,15))*100; indicesLernerSEINtrio(16,2)=((grafico1trio(3,16)- grafico1trio(2,16))/grafico1trio(3,16))*100; indicesLernerSEINtrio(17,2)=((grafico1trio(3,17)- grafico1trio(2,17))/grafico1trio(3,17))*100; indicesLernerSEINtrio(18,2)=((grafico1trio(3,18)- grafico1trio(2,18))/grafico1trio(3,18))*100; indicesLernerSEINtrio(19,2)=((grafico1trio(3,19)- grafico1trio(2,19))/grafico1trio(3,19))*100; indicesLernerSEINtrio(20,2)=((grafico1trio(3,20)- grafico1trio(2,20))/grafico1trio(3,20))*100; indicesLernerSEINtrio(21,2)=((grafico1trio(3,21)- grafico1trio(2,21))/grafico1trio(3,21))*100; indicesLernerSEINtrio(22,2)=((grafico1trio(3,22)- grafico1trio(2,22))/grafico1trio(3,22))*100; %ÍNDICES LERNER SEIN - PROMEDIO PCM SEIN indicesLernerSEINtrio(1,3)=((grafico1trio(3,1)- grafico1trio(2,1))/grafico1trio(2,1))*100; indicesLernerSEINtrio(2,3)=((grafico1trio(3,2)- grafico1trio(2,2))/grafico1trio(2,2))*100; indicesLernerSEINtrio(3,3)=((grafico1trio(3,3)- grafico1trio(2,3))/grafico1trio(2,3))*100; indicesLernerSEINtrio(4,3)=((grafico1trio(3,4)- grafico1trio(2,4))/grafico1trio(2,4))*100; indicesLernerSEINtrio(5,3)=((grafico1trio(3,5)- grafico1trio(2,5))/grafico1trio(2,5))*100; 236 indicesLernerSEINtrio(6,3)=((grafico1trio(3,6)- grafico1trio(2,6))/grafico1trio(2,6))*100; indicesLernerSEINtrio(7,3)=((grafico1trio(3,7)- grafico1trio(2,7))/grafico1trio(2,7))*100; indicesLernerSEINtrio(8,3)=((grafico1trio(3,8)- grafico1trio(2,8))/grafico1trio(2,8))*100; indicesLernerSEINtrio(9,3)=((grafico1trio(3,9)- grafico1trio(2,9))/grafico1trio(2,9))*100; indicesLernerSEINtrio(10,3)=((grafico1trio(3,10)- grafico1trio(2,10))/grafico1trio(2,10))*100; indicesLernerSEINtrio(11,3)=((grafico1trio(3,11)- grafico1trio(2,11))/grafico1trio(2,11))*100; indicesLernerSEINtrio(12,3)=((grafico1trio(3,12)- grafico1trio(2,12))/grafico1trio(2,12))*100; indicesLernerSEINtrio(13,3)=((grafico1trio(3,13)- grafico1trio(2,13))/grafico1trio(2,13))*100; indicesLernerSEINtrio(14,3)=((grafico1trio(3,14)- grafico1trio(2,14))/grafico1trio(2,14))*100; indicesLernerSEINtrio(15,3)=((grafico1trio(3,15)- grafico1trio(2,15))/grafico1trio(2,15))*100; indicesLernerSEINtrio(16,3)=((grafico1trio(3,16)- grafico1trio(2,16))/grafico1trio(2,16))*100; indicesLernerSEINtrio(17,3)=((grafico1trio(3,17)- grafico1trio(2,17))/grafico1trio(2,17))*100; indicesLernerSEINtrio(18,3)=((grafico1trio(3,18)- grafico1trio(2,18))/grafico1trio(2,18))*100; indicesLernerSEINtrio(19,3)=((grafico1trio(3,19)- grafico1trio(2,19))/grafico1trio(2,19))*100; indicesLernerSEINtrio(20,3)=((grafico1trio(3,20)- grafico1trio(2,20))/grafico1trio(2,20))*100; indicesLernerSEINtrio(21,3)=((grafico1trio(3,21)- grafico1trio(2,21))/grafico1trio(2,21))*100; indicesLernerSEINtrio(22,3)=((grafico1trio(3,22)- grafico1trio(2,22))/grafico1trio(2,22))*100; %ÍNDICES LERNER SEIN - PCOURNOT-PCOMPETITIVO indicesLernerSEINtrio(1,4)=(grafico1trio(3,1)- grafico1trio(2,1)); indicesLernerSEINtrio(2,4)=(grafico1trio(3,2)- grafico1trio(2,2)); indicesLernerSEINtrio(3,4)=(grafico1trio(3,3)- grafico1trio(2,3)); indicesLernerSEINtrio(4,4)=(grafico1trio(3,4)- grafico1trio(2,4)); indicesLernerSEINtrio(5,4)=(grafico1trio(3,5)- grafico1trio(2,5)); indicesLernerSEINtrio(6,4)=(grafico1trio(3,6)- grafico1trio(2,6)); indicesLernerSEINtrio(7,4)=(grafico1trio(3,7)- grafico1trio(2,7)); 237 indicesLernerSEINtrio(8,4)=(grafico1trio(3,8)- grafico1trio(2,8)); indicesLernerSEINtrio(9,4)=(grafico1trio(3,9)- grafico1trio(2,9)); indicesLernerSEINtrio(10,4)=(grafico1trio(3,10)- grafico1trio(2,10)); indicesLernerSEINtrio(11,4)=(grafico1trio(3,11)- grafico1trio(2,11)); indicesLernerSEINtrio(12,4)=(grafico1trio(3,12)- grafico1trio(2,12)); indicesLernerSEINtrio(13,4)=(grafico1trio(3,13)- grafico1trio(2,13)); indicesLernerSEINtrio(14,4)=(grafico1trio(3,14)- grafico1trio(2,14)); indicesLernerSEINtrio(15,4)=(grafico1trio(3,15)- grafico1trio(2,15)); indicesLernerSEINtrio(16,4)=(grafico1trio(3,16)- grafico1trio(2,16)); indicesLernerSEINtrio(17,4)=(grafico1trio(3,17)- grafico1trio(2,17)); indicesLernerSEINtrio(18,4)=(grafico1trio(3,18)- grafico1trio(2,18)); indicesLernerSEINtrio(19,4)=(grafico1trio(3,19)- grafico1trio(2,19)); indicesLernerSEINtrio(20,4)=(grafico1trio(3,20)- grafico1trio(2,20)); indicesLernerSEINtrio(21,4)=(grafico1trio(3,21)- grafico1trio(2,21)); indicesLernerSEINtrio(22,4)=(grafico1trio(3,22)- grafico1trio(2,22)); %GUARDAMOS LAS TABLAS GRAFICOS EN EXCEL PARA PODER HACER ALLÍ TAMBIÉN LOS GRAFICOS xlswrite('graficos/grafico1.xls',grafico1duo,'duopolio'); xlswrite('graficos/grafico1.xls',grafico1trio,'triopolio'); xlswrite('resultados/indicesLernerSEIN.xls',indicesLernerSEIN duo,'indicesLernerSEINduo'); xlswrite('resultados/indicesLernerSEIN.xls',indicesLernerSEIN trio,'indicesLernerSEINtrio'); %%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% % mainElectricas.m % % En este programa se leen y preparan los datos, se calculan los precios y cantidades competitivas y de Cournot, y finalmente se vuelcan los resultados en distintas tablas de Excel PARA UN MES Y ELASTICIDAD DADOS. Todo esto en realidad se realiza en funciones secundarias que son llamadas desde aquí en el orden correspondiente. Por lo tanto podríamos decir que este es el programa "control" de todo el proceso 244 lio.B4.p3,ResultadoCournotTriopolio.B4.cont]=cournot_trio(ofe rtaEdegelQ.x,ofertaEdegelQ.y,ofertaElectroperuQ.x,ofertaElect roperuQ.y,ofertaEnersurQ.x,ofertaEnersurQ.y,DR_triopolio.D4.x ,DR_triopolio.D4.y); [ResultadoCournotTriopolio.B5.q1,ResultadoCournotTriopolio.B5 .p1,ResultadoCournotTriopolio.B5.q2,ResultadoCournotTriopolio .B5.p2,ResultadoCournotTriopolio.B5.q3,ResultadoCournotTriopo lio.B5.p3,ResultadoCournotTriopolio.B5.cont]=cournot_trio(ofe rtaEdegelQ.x,ofertaEdegelQ.y,ofertaElectroperuQ.x,ofertaElect roperuQ.y,ofertaEnersurQ.x,ofertaEnersurQ.y,DR_triopolio.D5.x ,DR_triopolio.D5.y); [ResultadoCournotTriopolio.B6.q1,ResultadoCournotTriopolio.B6 .p1,ResultadoCournotTriopolio.B6.q2,ResultadoCournotTriopolio .B6.p2,ResultadoCournotTriopolio.B6.q3,ResultadoCournotTriopo lio.B6.p3,ResultadoCournotTriopolio.B6.cont]=cournot_trio(ofe rtaEdegelQ.x,ofertaEdegelQ.y,ofertaElectroperuQ.x,ofertaElect roperuQ.y,ofertaEnersurQ.x,ofertaEnersurQ.y,DR_triopolio.D6.x ,DR_triopolio.D6.y); %FASE 4: EXPORTAR RESULTADOS COMPETITIVO disp('> FASE4: EXPORTANDO RESULTADOS - COMPETITIVO'); %COMPETITIVO %CUADRO Nº5-> DESPACHO PROMEDIO %Cuadro5.m Resultados Mensuales de Despacho Promedio %DUOPOLIO %bloques cuadro5compDuo(:,1)=[1 2 3 4 5 6]; %cantidades equilibrio cuadro5compDuo(1,2)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B1.qE; cuadro5compDuo(2,2)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B2.qE; cuadro5compDuo(3,2)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B3.qE; cuadro5compDuo(4,2)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B4.qE; cuadro5compDuo(5,2)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B5.qE; cuadro5compDuo(6,2)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B6.qE; %precios equilibrio cuadro5compDuo(1,3)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B1.pE; cuadro5compDuo(2,3)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B2.pE; cuadro5compDuo(3,3)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B3.pE; cuadro5compDuo(4,3)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B4.pE; cuadro5compDuo(5,3)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B5.pE; cuadro5compDuo(6,3)=ResultadoCompetitivoDuopolio.B6.pE; %cantidad edegel y electroperu [cuadro5compDuo(1,4),cuadro5compDuo(1,5)]=hallaCVcompDUO(T_DU O,cuadro5compDuo(1,2)); [cuadro5compDuo(2,4),cuadro5compDuo(2,5)]=hallaCVcompDUO(T_DU O,cuadro5compDuo(2,2)); [cuadro5compDuo(3,4),cuadro5compDuo(3,5)]=hallaCVcompDUO(T_DU O,cuadro5compDuo(3,2)); 245 [cuadro5compDuo(4,4),cuadro5compDuo(4,5)]=hallaCVcompDUO(T_DU O,cuadro5compDuo(4,2)); [cuadro5compDuo(5,4),cuadro5compDuo(5,5)]=hallaCVcompDUO(T_DU O,cuadro5compDuo(5,2)); [cuadro5compDuo(6,4),cuadro5compDuo(6,5)]=hallaCVcompDUO(T_DU O,cuadro5compDuo(6,2)); %cantidad total cuadro5compDuo(1,6)=Demandas.D1(find(Demandas.P==cuadro5compD uo(1,3))); cuadro5compDuo(2,6)=Demandas.D2(find(Demandas.P==cuadro5compD uo(2,3))); cuadro5compDuo(3,6)=Demandas.D3(find(Demandas.P==cuadro5compD uo(3,3))); cuadro5compDuo(4,6)=Demandas.D4(find(Demandas.P==cuadro5compD uo(4,3))); cuadro5compDuo(5,6)=Demandas.D5(find(Demandas.P==cuadro5compD uo(5,3))); cuadro5compDuo(6,6)=Demandas.D6(find(Demandas.P==cuadro5compD uo(6,3))); %cantidad franja cuadro5compDuo(1,7)=cuadro5compDuo(1,6)-cuadro5compDuo(1,2); cuadro5compDuo(2,7)=cuadro5compDuo(2,6)-cuadro5compDuo(2,2); cuadro5compDuo(3,7)=cuadro5compDuo(3,6)-cuadro5compDuo(3,2); cuadro5compDuo(4,7)=cuadro5compDuo(4,6)-cuadro5compDuo(4,2); cuadro5compDuo(5,7)=cuadro5compDuo(5,6)-cuadro5compDuo(5,2); cuadro5compDuo(6,7)=cuadro5compDuo(6,6)-cuadro5compDuo(6,2); xlswrite('resultados/cuadro5compDuo.xls',cuadro5compDuo,codig oMesAno); %TRIPOLIO %bloques cuadro5compTrio(:,1)=[1 2 3 4 5 6]; %cantidades equilibrio cuadro5compTrio(1,2)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B1.qE; cuadro5compTrio(2,2)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B2.qE; cuadro5compTrio(3,2)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B3.qE; cuadro5compTrio(4,2)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B4.qE; cuadro5compTrio(5,2)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B5.qE; cuadro5compTrio(6,2)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B6.qE; %precios equilibrio cuadro5compTrio(1,3)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B1.pE; cuadro5compTrio(2,3)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B2.pE; cuadro5compTrio(3,3)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B3.pE; cuadro5compTrio(4,3)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B4.pE; cuadro5compTrio(5,3)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B5.pE; cuadro5compTrio(6,3)=ResultadoCompetitivoTriopolio.B6.pE; % %cantidad edegel, electroperu y enersur [cuadro5compTrio(1,4),cuadro5compTrio(1,5),cuadro5compTrio(1, 6)]=hallaCVcompTRIO(T_TRIO,cuadro5compTrio(1,2)); 246 [cuadro5compTrio(2,4),cuadro5compTrio(2,5),cuadro5compTrio(2, 6)]=hallaCVcompTRIO(T_TRIO,cuadro5compTrio(2,2)); [cuadro5compTrio(3,4),cuadro5compTrio(3,5),cuadro5compTrio(3, 6)]=hallaCVcompTRIO(T_TRIO,cuadro5compTrio(3,2)); [cuadro5compTrio(4,4),cuadro5compTrio(4,5),cuadro5compTrio(4, 6)]=hallaCVcompTRIO(T_TRIO,cuadro5compTrio(4,2)); [cuadro5compTrio(5,4),cuadro5compTrio(5,5),cuadro5compTrio(5, 6)]=hallaCVcompTRIO(T_TRIO,cuadro5compTrio(5,2)); [cuadro5compTrio(6,4),cuadro5compTrio(6,5),cuadro5compTrio(6, 6)]=hallaCVcompTRIO(T_TRIO,cuadro5compTrio(6,2)); %cantidad total cuadro5compTrio(1,7)=Demandas.D1(find(Demandas.P==cuadro5comp Trio(1,3))); cuadro5compTrio(2,7)=Demandas.D2(find(Demandas.P==cuadro5comp Trio(2,3))); cuadro5compTrio(3,7)=Demandas.D3(find(Demandas.P==cuadro5comp Trio(3,3))); cuadro5compTrio(4,7)=Demandas.D4(find(Demandas.P==cuadro5comp Trio(4,3))); cuadro5compTrio(5,7)=Demandas.D5(find(Demandas.P==cuadro5comp Trio(5,3))); cuadro5compTrio(6,7)=Demandas.D6(find(Demandas.P==cuadro5comp Trio(6,3))); %cantidad franja cuadro5compTrio(1,8)=cuadro5compTrio(1,7)- cuadro5compTrio(1,2); cuadro5compTrio(2,8)=cuadro5compTrio(2,7)- cuadro5compTrio(2,2); cuadro5compTrio(3,8)=cuadro5compTrio(3,7)- cuadro5compTrio(3,2); cuadro5compTrio(4,8)=cuadro5compTrio(4,7)- cuadro5compTrio(4,2); cuadro5compTrio(5,8)=cuadro5compTrio(5,7)- cuadro5compTrio(5,2); cuadro5compTrio(6,8)=cuadro5compTrio(6,7)- cuadro5compTrio(6,2); xlswrite('resultados/cuadro5compTrio.xls',cuadro5compTrio,cod igoMesAno); %CALCULO DE ENERGIAS %DUOPOLIO energiasCompDuo(:,1)=[1 2 3 4 5]; energiasCompDuo(1,2)=120*sum(cuadro5compDuo(:,4));%Energia Promedio Edegel energiasCompDuo(2,2)=120*sum(cuadro5compDuo(:,5));%Energia Promedio Electroperu energiasCompDuo(3,2)=(sum(cuadro5compDuo(:,3).*cuadro5compDuo (:,6)))/(sum(cuadro5compDuo(:,6)));%Precio competitivo Promedio 247 PcompDuo=energiasCompDuo(3,2); energiasCompDuo(4,2)=120*sum(cuadro5compDuo(:,7));%Energia Promedio Franja energiasCompDuo(5,2)=120*sum(cuadro5compDuo(:,6));%Energia Promedio SEIN xlswrite('resultados/energiasCompDuo.xls',energiasCompDuo,cod igoMesAno); %TRIOPOLIO energiasCompTrio(:,1)=[1 2 3 4 5 6]; energiasCompTrio(1,2)=120*sum(cuadro5compTrio(:,4));%Energia Promedio Edegel energiasCompTrio(2,2)=120*sum(cuadro5compTrio(:,5));%Energia Promedio Electroperu energiasCompTrio(3,2)=120*sum(cuadro5compTrio(:,6));%Energia Promedio Enersur energiasCompTrio(4,2)=(sum(cuadro5compTrio(:,3).*cuadro5compT rio(:,7)))/(sum(cuadro5compTrio(:,7)));%Precio Competitivo Promedio PcompTrio=energiasCompTrio(4,2); energiasCompTrio(5,2)=120*sum(cuadro5compTrio(:,8));%Energia Promedio Franja energiasCompTrio(6,2)=120*sum(cuadro5compTrio(:,7));%Energia Promedio SEIN xlswrite('resultados/energiasCompTrio.xls',energiasCompTrio,c odigoMesAno); %FASE 5: EXPORTAR RESULTADOS COURNOT disp('> FASE5: EXPORTANDO RESULTADOS - COURNOT'); %CUADRO Nº5 -> DESPACHO PROMEDIO %Cuadro5.m Resultados Mensuales de Despacho Promedio %DUOPOLIO %bloques cuadro5courDuo(:,1)=[1 2 3 4 5 6]; %precio equilibrio edegel cuadro5courDuo(1,2)=ResultadoCournotDuopolio.B1.p1; cuadro5courDuo(2,2)=ResultadoCournotDuopolio.B2.p1; cuadro5courDuo(3,2)=ResultadoCournotDuopolio.B3.p1; cuadro5courDuo(4,2)=ResultadoCournotDuopolio.B4.p1; cuadro5courDuo(5,2)=ResultadoCournotDuopolio.B5.p1; cuadro5courDuo(6,2)=ResultadoCournotDuopolio.B6.p1; %cantidad equilibrio edegel cuadro5courDuo(1,3)=ResultadoCournotDuopolio.B1.q1; cuadro5courDuo(2,3)=ResultadoCournotDuopolio.B2.q1; cuadro5courDuo(3,3)=ResultadoCournotDuopolio.B3.q1; cuadro5courDuo(4,3)=ResultadoCournotDuopolio.B4.q1; cuadro5courDuo(5,3)=ResultadoCournotDuopolio.B5.q1; cuadro5courDuo(6,3)=ResultadoCournotDuopolio.B6.q1; 248 %precio equilibrio electroperu cuadro5courDuo(1,4)=ResultadoCournotDuopolio.B1.p2; cuadro5courDuo(2,4)=ResultadoCournotDuopolio.B2.p2; cuadro5courDuo(3,4)=ResultadoCournotDuopolio.B3.p2; cuadro5courDuo(4,4)=ResultadoCournotDuopolio.B4.p2; cuadro5courDuo(5,4)=ResultadoCournotDuopolio.B5.p2; cuadro5courDuo(6,4)=ResultadoCournotDuopolio.B6.p2; %cantidad equilibrio electroperu cuadro5courDuo(1,5)=ResultadoCournotDuopolio.B1.q2; cuadro5courDuo(2,5)=ResultadoCournotDuopolio.B2.q2; cuadro5courDuo(3,5)=ResultadoCournotDuopolio.B3.q2; cuadro5courDuo(4,5)=ResultadoCournotDuopolio.B4.q2; cuadro5courDuo(5,5)=ResultadoCournotDuopolio.B5.q2; cuadro5courDuo(6,5)=ResultadoCournotDuopolio.B6.q2; %cantidad total estrategica cuadro5courDuo(1,6)=cuadro5courDuo(1,3)+cuadro5courDuo(1,5); cuadro5courDuo(2,6)=cuadro5courDuo(2,3)+cuadro5courDuo(2,5); cuadro5courDuo(3,6)=cuadro5courDuo(3,3)+cuadro5courDuo(3,5); cuadro5courDuo(4,6)=cuadro5courDuo(4,3)+cuadro5courDuo(4,5); cuadro5courDuo(5,6)=cuadro5courDuo(5,3)+cuadro5courDuo(5,5); cuadro5courDuo(6,6)=cuadro5courDuo(6,3)+cuadro5courDuo(6,5); %precio de Cournot cuadro5courDuo(1,7)=DR_duopolio.D1.y(round(cuadro5courDuo(1,6 )*10+1)); cuadro5courDuo(2,7)=DR_duopolio.D2.y(round(cuadro5courDuo(2,6 )*10+1)); cuadro5courDuo(3,7)=DR_duopolio.D3.y(round(cuadro5courDuo(3,6 )*10+1)); cuadro5courDuo(4,7)=DR_duopolio.D4.y(round(cuadro5courDuo(4,6 )*10+1)); cuadro5courDuo(5,7)=DR_duopolio.D5.y(round(cuadro5courDuo(5,6 )*10+1)); cuadro5courDuo(6,7)=DR_duopolio.D6.y(round(cuadro5courDuo(6,6 )*10+1)); %cantidad total cuadro5courDuo(1,8)=Demandas.D1(round(cuadro5courDuo(1,7)*100 +1)); cuadro5courDuo(2,8)=Demandas.D2(round(cuadro5courDuo(2,7)*100 +1)); cuadro5courDuo(3,8)=Demandas.D3(round(cuadro5courDuo(3,7)*100 +1)); cuadro5courDuo(4,8)=Demandas.D4(round(cuadro5courDuo(4,7)*100 +1)); cuadro5courDuo(5,8)=Demandas.D5(round(cuadro5courDuo(5,7)*100 +1)); cuadro5courDuo(6,8)=Demandas.D6(round(cuadro5courDuo(6,7)*100 +1)); %cantidad de la franja cuadro5courDuo(1,9)=cuadro5courDuo(1,8)-cuadro5courDuo(1,6); cuadro5courDuo(2,9)=cuadro5courDuo(2,8)-cuadro5courDuo(2,6); cuadro5courDuo(3,9)=cuadro5courDuo(3,8)-cuadro5courDuo(3,6); 249 cuadro5courDuo(4,9)=cuadro5courDuo(4,8)-cuadro5courDuo(4,6); cuadro5courDuo(5,9)=cuadro5courDuo(5,8)-cuadro5courDuo(5,6); cuadro5courDuo(6,9)=cuadro5courDuo(6,8)-cuadro5courDuo(6,6); %CV edegel %cuadro5courDuo(1,10)=ofertaEdegelQ.y(find(ofertaEdegelQ.x==c uadro5courDuo(1,3))); cuadro5courDuo(1,10)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courDuo(1,3 )*10+1)); cuadro5courDuo(2,10)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courDuo(2,3 )*10+1)); cuadro5courDuo(3,10)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courDuo(3,3 )*10+1)); cuadro5courDuo(4,10)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courDuo(4,3 )*10+1)); cuadro5courDuo(5,10)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courDuo(5,3 )*10+1)); cuadro5courDuo(6,10)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courDuo(6,3 )*10+1)); %CV electroperu cuadro5courDuo(1,11)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courDu o(1,5)*10+1)); cuadro5courDuo(2,11)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courDu o(2,5)*10+1)); cuadro5courDuo(3,11)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courDu o(3,5)*10+1)); cuadro5courDuo(4,11)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courDu o(4,5)*10+1)); cuadro5courDuo(5,11)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courDu o(5,5)*10+1)); cuadro5courDuo(6,11)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courDu o(6,5)*10+1)); %Iteraciones del algoritmo cuadro5courDuo(1,12)=ResultadoCournotDuopolio.B1.cont; cuadro5courDuo(2,12)=ResultadoCournotDuopolio.B2.cont; cuadro5courDuo(3,12)=ResultadoCournotDuopolio.B3.cont; cuadro5courDuo(4,12)=ResultadoCournotDuopolio.B4.cont; cuadro5courDuo(5,12)=ResultadoCournotDuopolio.B5.cont; cuadro5courDuo(6,12)=ResultadoCournotDuopolio.B6.cont; xlswrite('resultados/cuadro5courDuo.xls',cuadro5courDuo,codig oMesAno); %TRIOPOLIO %bloques cuadro5courTrio(:,1)=[1 2 3 4 5 6]; %precio equilibrio edegel cuadro5courTrio(1,2)=ResultadoCournotTriopolio.B1.p1; cuadro5courTrio(2,2)=ResultadoCournotTriopolio.B2.p1; cuadro5courTrio(3,2)=ResultadoCournotTriopolio.B3.p1; cuadro5courTrio(4,2)=ResultadoCournotTriopolio.B4.p1; cuadro5courTrio(5,2)=ResultadoCournotTriopolio.B5.p1; 250 cuadro5courTrio(6,2)=ResultadoCournotTriopolio.B6.p1; %cantidad equilibrio edegel cuadro5courTrio(1,3)=ResultadoCournotTriopolio.B1.q1; cuadro5courTrio(2,3)=ResultadoCournotTriopolio.B2.q1; cuadro5courTrio(3,3)=ResultadoCournotTriopolio.B3.q1; cuadro5courTrio(4,3)=ResultadoCournotTriopolio.B4.q1; cuadro5courTrio(5,3)=ResultadoCournotTriopolio.B5.q1; cuadro5courTrio(6,3)=ResultadoCournotTriopolio.B6.q1; %precio equilibrio electroperu cuadro5courTrio(1,4)=ResultadoCournotTriopolio.B1.p2; cuadro5courTrio(2,4)=ResultadoCournotTriopolio.B2.p2; cuadro5courTrio(3,4)=ResultadoCournotTriopolio.B3.p2; cuadro5courTrio(4,4)=ResultadoCournotTriopolio.B4.p2; cuadro5courTrio(5,4)=ResultadoCournotTriopolio.B5.p2; cuadro5courTrio(6,4)=ResultadoCournotTriopolio.B6.p2; %cantidad equilibrio electroperu cuadro5courTrio(1,5)=ResultadoCournotTriopolio.B1.q2; cuadro5courTrio(2,5)=ResultadoCournotTriopolio.B2.q2; cuadro5courTrio(3,5)=ResultadoCournotTriopolio.B3.q2; cuadro5courTrio(4,5)=ResultadoCournotTriopolio.B4.q2; cuadro5courTrio(5,5)=ResultadoCournotTriopolio.B5.q2; cuadro5courTrio(6,5)=ResultadoCournotTriopolio.B6.q2; %precio equilibrio enersur cuadro5courTrio(1,6)=ResultadoCournotTriopolio.B1.p3; cuadro5courTrio(2,6)=ResultadoCournotTriopolio.B2.p3; cuadro5courTrio(3,6)=ResultadoCournotTriopolio.B3.p3; cuadro5courTrio(4,6)=ResultadoCournotTriopolio.B4.p3; cuadro5courTrio(5,6)=ResultadoCournotTriopolio.B5.p3; cuadro5courTrio(6,6)=ResultadoCournotTriopolio.B6.p3; %cantidad equilibrio enersur cuadro5courTrio(1,7)=ResultadoCournotTriopolio.B1.q3; cuadro5courTrio(2,7)=ResultadoCournotTriopolio.B2.q3; cuadro5courTrio(3,7)=ResultadoCournotTriopolio.B3.q3; cuadro5courTrio(4,7)=ResultadoCournotTriopolio.B4.q3; cuadro5courTrio(5,7)=ResultadoCournotTriopolio.B5.q3; cuadro5courTrio(6,7)=ResultadoCournotTriopolio.B6.q3; %cantidad total estrategica cuadro5courTrio(1,8)=cuadro5courTrio(1,3)+cuadro5courTrio(1,5 )+cuadro5courTrio(1,7); cuadro5courTrio(2,8)=cuadro5courTrio(2,3)+cuadro5courTrio(2,5 )+cuadro5courTrio(2,7); cuadro5courTrio(3,8)=cuadro5courTrio(3,3)+cuadro5courTrio(3,5 )+cuadro5courTrio(3,7); cuadro5courTrio(4,8)=cuadro5courTrio(4,3)+cuadro5courTrio(4,5 )+cuadro5courTrio(4,7); cuadro5courTrio(5,8)=cuadro5courTrio(5,3)+cuadro5courTrio(5,5 )+cuadro5courTrio(5,7); cuadro5courTrio(6,8)=cuadro5courTrio(6,3)+cuadro5courTrio(6,5 )+cuadro5courTrio(6,7); %precio de Cournot 251 cuadro5courTrio(1,9)=DR_triopolio.D1.y(round(cuadro5courTrio( 1,8)*10+1)); cuadro5courTrio(2,9)=DR_triopolio.D2.y(round(cuadro5courTrio( 2,8)*10+1)); cuadro5courTrio(3,9)=DR_triopolio.D3.y(round(cuadro5courTrio( 3,8)*10+1)); cuadro5courTrio(4,9)=DR_triopolio.D4.y(round(cuadro5courTrio( 4,8)*10+1)); cuadro5courTrio(5,9)=DR_triopolio.D5.y(round(cuadro5courTrio( 5,8)*10+1)); cuadro5courTrio(6,9)=DR_triopolio.D6.y(round(cuadro5courTrio( 6,8)*10+1)); %cantidad total cuadro5courTrio(1,10)=Demandas.D1(round(cuadro5courTrio(1,9)* 100+1)); cuadro5courTrio(2,10)=Demandas.D2(round(cuadro5courTrio(2,9)* 100+1)); cuadro5courTrio(3,10)=Demandas.D3(round(cuadro5courTrio(3,9)* 100+1)); cuadro5courTrio(4,10)=Demandas.D4(round(cuadro5courTrio(4,9)* 100+1)); cuadro5courTrio(5,10)=Demandas.D5(round(cuadro5courTrio(5,9)* 100+1)); cuadro5courTrio(6,10)=Demandas.D6(round(cuadro5courTrio(6,9)* 100+1)); %cantidad de la franja cuadro5courTrio(1,11)=cuadro5courTrio(1,10)- cuadro5courTrio(1,8); cuadro5courTrio(2,11)=cuadro5courTrio(2,10)- cuadro5courTrio(2,8); cuadro5courTrio(3,11)=cuadro5courTrio(3,10)- cuadro5courTrio(3,8); cuadro5courTrio(4,11)=cuadro5courTrio(4,10)- cuadro5courTrio(4,8); cuadro5courTrio(5,11)=cuadro5courTrio(5,10)- cuadro5courTrio(5,8); cuadro5courTrio(6,11)=cuadro5courTrio(6,10)- cuadro5courTrio(6,8); %CV edegel %cuadro5courTrio(1,10)=ofertaEdegelQ.y(find(ofertaEdegelQ.x== cuadro5courTrio(1,3))); cuadro5courTrio(1,12)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courTrio(1 ,3)*10+1)); cuadro5courTrio(2,12)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courTrio(2 ,3)*10+1)); cuadro5courTrio(3,12)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courTrio(3 ,3)*10+1)); cuadro5courTrio(4,12)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courTrio(4 ,3)*10+1)); cuadro5courTrio(5,12)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courTrio(5 ,3)*10+1)); 252 cuadro5courTrio(6,12)=ofertaEdegelQ.y(round(cuadro5courTrio(6 ,3)*10+1)); %CV electroperu cuadro5courTrio(1,13)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courT rio(1,5)*10+1)); cuadro5courTrio(2,13)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courT rio(2,5)*10+1)); cuadro5courTrio(3,13)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courT rio(3,5)*10+1)); cuadro5courTrio(4,13)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courT rio(4,5)*10+1)); cuadro5courTrio(5,13)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courT rio(5,5)*10+1)); cuadro5courTrio(6,13)=ofertaElectroperuQ.y(round(cuadro5courT rio(6,5)*10+1)); %CV enersur cuadro5courTrio(1,14)=ofertaEnersurQ.y(round(cuadro5courTrio( 1,7)*10+1)); cuadro5courTrio(2,14)=ofertaEnersurQ.y(round(cuadro5courTrio( 2,7)*10+1)); cuadro5courTrio(3,14)=ofertaEnersurQ.y(round(cuadro5courTrio( 3,7)*10+1)); cuadro5courTrio(4,14)=ofertaEnersurQ.y(round(cuadro5courTrio( 4,7)*10+1)); cuadro5courTrio(5,14)=ofertaEnersurQ.y(round(cuadro5courTrio( 5,7)*10+1)); cuadro5courTrio(6,14)=ofertaEnersurQ.y(round(cuadro5courTrio( 6,7)*10+1)); %Iteraciones del algoritmo cuadro5courTrio(1,15)=ResultadoCournotTriopolio.B1.cont; cuadro5courTrio(2,15)=ResultadoCournotTriopolio.B2.cont; cuadro5courTrio(3,15)=ResultadoCournotTriopolio.B3.cont; cuadro5courTrio(4,15)=ResultadoCournotTriopolio.B4.cont; cuadro5courTrio(5,15)=ResultadoCournotTriopolio.B5.cont; cuadro5courTrio(6,15)=ResultadoCournotTriopolio.B6.cont; xlswrite('resultados/cuadro5courTrio.xls',cuadro5courTrio,cod igoMesAno); %CALCULO DE ENERGIAS %DUOPOLIO energiasCourDuo(:,1)=[1 2 3 4 5]; energiasCourDuo(1,2)=120*sum(cuadro5courDuo(:,3));%Energia Promedio Edegel energiasCourDuo(2,2)=120*sum(cuadro5courDuo(:,5));%Energia Promedio Electroperu energiasCourDuo(3,2)=(sum(cuadro5courDuo(:,7).*cuadro5courDuo (:,8)))/(sum(cuadro5courDuo(:,8)));%Precio Cournot Promedio PcourDuo=energiasCourDuo(3,2); energiasCourDuo(4,2)=120*sum(cuadro5courDuo(:,9));%Energia Promedio Franja 253 energiasCourDuo(5,2)=120*sum(cuadro5courDuo(:,8));%Energia Promedio SEIN xlswrite('resultados/energiasCourDuo.xls',energiasCourDuo,cod igoMesAno); %TRIOPOLIO energiasCourTrio(:,1)=[1 2 3 4 5 6]; energiasCourTrio(1,2)=120*sum(cuadro5courTrio(:,3));%Energia Promedio Edegel energiasCourTrio(2,2)=120*sum(cuadro5courTrio(:,5));%Energia Promedio Electroperu energiasCourTrio(3,2)=120*sum(cuadro5courTrio(:,7));%Energia Promedio Enersur energiasCourTrio(4,2)=(sum(cuadro5courTrio(:,9).*cuadro5courT rio(:,10)))/(sum(cuadro5courTrio(:,10)));%Precio Cournot Promedio PcourTrio=energiasCourTrio(4,2); energiasCourTrio(5,2)=120*sum(cuadro5courTrio(:,11));%Energia Promedio Franja energiasCourTrio(6,2)=120*sum(cuadro5courTrio(:,10));%Energia Promedio Enersur xlswrite('resultados/energiasCourTrio.xls',energiasCourTrio,c odigoMesAno); %INDICES DE LERNER %DUOPOLIO indicesLernerDuo(:,1)=[1 2 3 4 5 6]; %indices de lerner edegel indicesLernerDuo(1,2)=(cuadro5courDuo(1,2)- cuadro5courDuo(1,10))*100/cuadro5courDuo(1,2); indicesLernerDuo(2,2)=(cuadro5courDuo(2,2)- cuadro5courDuo(2,10))*100/cuadro5courDuo(2,2); indicesLernerDuo(3,2)=(cuadro5courDuo(3,2)- cuadro5courDuo(3,10))*100/cuadro5courDuo(3,2); indicesLernerDuo(4,2)=(cuadro5courDuo(4,2)- cuadro5courDuo(4,10))*100/cuadro5courDuo(4,2); indicesLernerDuo(5,2)=(cuadro5courDuo(5,2)- cuadro5courDuo(5,10))*100/cuadro5courDuo(5,2); indicesLernerDuo(6,2)=(cuadro5courDuo(6,2)- cuadro5courDuo(6,10))*100/cuadro5courDuo(6,2); %pcmi edegel indicesLernerDuo(1,3)=(cuadro5courDuo(1,2)- cuadro5courDuo(1,10))*100/cuadro5courDuo(1,10); indicesLernerDuo(2,3)=(cuadro5courDuo(2,2)- cuadro5courDuo(2,10))*100/cuadro5courDuo(2,10); 260 mercado compiten en cantidades y que las empresas de menor cuota son precio aceptantes, es que el nivel de precios de equilibrio en el mercado, y el nivel de los incentivos de las empresas para ejercer poder de mercado en dicho mercado disminuye conforme el valor de la elasticidad precio de la demanda eléctrica aumenta. Es decir, como era de esperarse, las condiciones para el ejercicio de poder de mercado son más favorables para las empresas generadoras cuando la demanda del mercado es más inelástica. Por lo anterior, es importante resaltar que la principal contribución de esta tesis viene dada por los resultados cualitativos que se derivan del análisis realizado en cada capítulo de la misma, antes que por la estimación de resultados cuantitativos que, fuertemente, dependen de los supuestos adoptados. Por ejemplo, los resultados obtenidos en el análisis de los efectos de la reforma del sector eléctrico deben considerarse de manera descriptiva antes que considerarse como estimaciones exactas de los resultados del mercado analizado ya que éstos dependen del valor de la eleasticidad precio de la demanda de electricidad, de la estructura de costes de las empresas generadoras, de la topología de las redes eléctricas, etc. Otro ejemplo de esto se aprecia en los resultados obtenidos tras el análisis, mediante una simulación cuantitativa, del comportamiento estratégico y de los incentivos que las empresas generadoras que operan en el mercado eléctrico peruano tendrían para ejercer poder de mercado, los cuales también dependen del valor de la elasticidad precio de la demanda de electricidad además de la estructura de costes de las empresas estratégicas y de la franja competitiva. Por tanto, los resultados obtenidos de la simulación realizada, deben considerarse únicamente como un análisis de los incentivos y de las estrategias que tendrían las empresas generadoras del SEIN para ejercer poder de mercado, en lugar de 261 ser considerados como una predicción exacta de los precios de la electricidad en el mercado eléctrico peruano. No obstante, consideramos que el modelo de Nash-Cournot con franja competitiva simulado en el capítulo precedente serviría de base a las autoridades peruanas para investigar bajo que condiciones resultaría beneficioso (o no) implementar un mercado mayorista competitivo tipo bolsa energética (Power Exchane) en la industria eléctrica peruana en el que los precios de la generación eléctrica se determinasen por la libre y reiterada interacción entre la oferta y la demanda y no de manera administrativa tal como ocurre en la actualidad. Finalmente, es importante resaltar que esta tesis, como cualquier otra, tiene ciertas limitaciones, que escapan al objetivo del presente estudio. En el capítulo segundo, el modelo utilizado no se ha analizado cuáles serían los efectos de la reforma del sector eléctrico en las inversiones en capacidad de generación y de transmisión en el largo plazo. Asimismo, cabe señalar la importancia de realizar una modelización para un sistema eléctrico que posea una red de transmisión, y comprobar las conclusiones a las que se ha llegado para un sistema con una sola línea de transmisión. En el tercer capítulo, es relevante resaltar que gracias al supuesto simplificador que se ha adoptado, asumiendo que la empresa que contamina en menor medida el medio ambiente siempre produce a plena capacidad, tanto en el corto como en el largo plazo, se elimina la interacción estratégica entre las dos empresas, y se consigue analizar de manera aislada cómo la empresa que no produce energía limpia (en el largo plazo) escoge su ampliación de capacidad óptima para satisfacer los requerimientos de su demanda residual futura. En consecuencia, sería interesante relajar este supusto simplificador en una investigación futura. Además, también es importante notar que este modelo solo se centra en el estudio de la fase de generación, y que no considera la posibilidad de integración vertical 262 (parcial o total) entre la generación y la comercialización, y no toma en cuenta ni la capacidad ni la ampliación de capacidad de la red de transmisión. Por último, en el capítulo cuarto, es importante resaltar que aún queda por explorar los resultados que se obtendrían si se intercambiase el orden inicial en que las empresas estratégicas tomasen sus decisiones de optimización de sus beneficios. Asimismo, sería interesante analizar los efectos de una posible fusión entre algunas empresas generadoras que operan en el SEIN y el efecto que tendría la venta de activos de las empresas generadoras con mayor cuota de mercado. 263 Capítulo 6 Referencias Agostini, C.; Plottier, M. y Saavedra, E. (2009): “La Demanda Residencial por energía Eléctrica en Chile”, Ilades-Georgetown University Working Papers inv240. IladesGeorgetown University. School of Economics and Bussines. Alcalá, E. y Ausejo, A. (2005): “Poder de Mercado en el Mercado de Generación Eléctrico Peruano: Mecanismos de Monitoreo y Mitigación, y Opciones de Política”, Consorcio de Investigación Económica y Social (CIES). Documentos de Investigación Breve PBA 029-2005. 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