Long-­‐term  contracts  and  entry  deterrence  in  the  French  electricity  market  

Author:   REID,  Christopher  

Supervisor:   SPECTOR,  David  

Referee:   TROPEANO,  Jean-­‐Philippe  

Motivation  

•  March  2010:  decision  by  the  EC  in  EDF  long-­‐term  contracts  case  

•  EDF  sCll  dominant  on  electricity  market:  •  large  market  share  •  barriers  to  entry:  resale,  regulatory  framework,  informaFon  on  customers  •  size  of  client  porIolio  •  verFcal  integraFon  (variety  of  means  of  producFon)  

•  Foreclosure  of  market  through  supply  contracts:  •  volumes  •  duraFon  •  nature  of  contracts  

•  EDF  commitments  made  legally  binding  by  EC:  •  65%  of  electricity  supplied  to  large  industrial  consumers  returns  to  the  

market  each  year  •  Limit  duraFon  of  contracts  without  free  opt-­‐out  to  5  years  •  Allow  compeFFon  during  contract  period  

Literature  review  

•  In  the  mid  20th  century  there  were  several  cases  in  which  the  U.S.  judges  found  exclusionary  contracts  to  be  anFcompeFFve  and  illegal  

•  Chicago  School  response:  compensaFon  for  lost  customer  surplus  exceeds  monopoly  profits  à  exclusionary  contracts  not  profitable  (Director  and  Levi,  1956)  

•  Aghion  and  Bolton  (1987):  buyers  sign  exclusionary  agreement  despite  jointly  preferring  to  refuse  à  contracts  may  be  used  profitably  •  Relies  on  economies  of  scale,  liquidated  damages,  and  condiFonal  offers  

•  Rasmussen,  Ramseyer,  and  Wiley  (1991):  incumbent  may  exclude  rivals  by  exploiFng  buyers’  lack  of  coordinaFon  •  Does  not  require  previous  assumpFons  

•  Financial  forward  contracts:  entry  deterrence  effect  depends  on  mode  of  compeFFon  •  Allaz  and  Vila  (1987):  Cournot  compeFFon  à  compeFFon  is  increased  •  Mahenc  and  Salanié  (2003):  Betrand  compeFFon  à  compeFFon  is  reduced  

French  electricity  market  

•  Very  large  share  of  electricity  produced  from  nuclear  power:  •  75%  of  total  producFon  •  60%  of  installed  capacity  

•  Compared  to  fossil  fuels,  nuclear  power  has:  •  Low  operaCng  costs  à  mostly  provides  base  demand  •  High  capital  costs  à  makes  entry  difficult  

•  Our  model  of  the  French  electricity  market  has  two  segments:  •  ConvenConal:  infinite  capacity,  marginal  cost  P  •  Nuclear:  capacity  K,  marginal  cost  c  <  P,  investment  cost  b  

•  We  focus  on  compeCCon  in  the  nuclear  segment  •  the  convenFonal  segment  is  considered  perfectly  compeFFve  

Monopoly  

•  We  begin  by  calculaFng  the  nuclear  capacity  K*  such  that:  •  Total  welfare  is  maximised  •  Monopoly  profit  is  maximised  

•  Total  welfare  =  consumer  welfare  +  total  profit      =  indirect  uClity  -­‐  total  cost  

•  Prices  are  just  a  transfer  between  consumers  and  firms  

•  Demand  is  perfectly  inelasCc,  so  maximizing  total  welfare  is  equivalent  to  minimizing  total  cost  

•  First,  we  need  to  determine  the  distribuFon  of  demand  

Electricity  demand  –  yearly  pattern  

0  

10  

20  

30  

40  

50  

60  

70  

80  

90  

100  

Jan   Feb   Mar   Apr   May   Jun   Jul   Aug   Sep   Oct   Nov   Dec  

Average  electricity

 dem

and  (GW)  

Date  

Daily   MA(7)  

Electricity  demand  –  daily  pattern  

0  

10  

20  

30  

40  

50  

60  

70  

80  

90  

100  

Weekd

ay  electric

ity  dem

and  (GW)  

Time  of  day  

Mean   5%   95%  

Electricity  demand  -­‐  distribution  

0.000  

0.005  

0.010  

0.015  

0.020  

0.025  

0.030  

0.035  

0.040  

20   30   40   50   60   70   80   90   100   110  Electricity  demand  (GW)  

kernel   uniform   gamma  

Electricity  demand  

•  Electricity  demand  follows  three  paierns:  •  Yearly:  demand  is  greater  in  winter  •  Weekly:  demand  is  lower  on  week-­‐ends  •  Daily:  demand  peaks  in  the  evening  

•  For  ease  of  calculaCon,  we  fit  a  uniform  distribuCon    •  Parameters  are  chosen  to  match  the  mean  and  standard  deviaFon  of  electricity  demand  

 Name   Value  (GW)  

Dmin     33  

Dmax   78  

Mean     55.5  

Standard  deviaFon   13  

Optimal  nuclear  capacity  –  cost  minimization  

•  The  total  cost  of  producing  electricity  is:  

•  The  opFmal  capacity  saFsfies:  

!

!

!

Optimal  nuclear  capacity  –  pro?it  maximization  

•  The  nuclear  monopoly  profit  is  given  by:  

!

•  The  profit-­‐maximizing  capacity  is  given  by:  

!

•  This  is  the  same  expression  as  before!  

Optimal  nuclear  capacity  

!

•  The  capacity  that  maximizes  total  welfare  also  maximizes  the  profit  of  the  nuclear  monopoly.  Indeed:  

•  R  is  the  total  payment  from  consumers  to  producers.  The  price  of  electricity  is  P  regardless  of  its  source,  so  R  is  a  constant.  

•  Hence,  maximizing  monopoly  profit  is  equivalent  to  minimizing  total  cost.  

Model  calibration  •  We  calibrate  our  model  so  that  K*  =  63  GW,  the  total  nuclear  capacity  currently  installed  in  France.  

•  Senng  b  =  1  (numéraire  price),  we  obtain  P  –  c  =  3,  and  Π(K*)  =  96.  

-­‐60  

-­‐40  

-­‐20  

0  

20  

40  

60  

80  

100  

120  

0   10   20   30   40   50   60   70   80   90   100  

Mon

opoly  profi

t  

Monopoly  capacity  (GW)  

Duopoly  

•  We  now  introduce  a  second  firm  in  the  nuclear  market.  •  Firm  1,  the  incumbent,  has  capacity  k1  =  63  GW  •  Firm  2,  the  entrant,  has  capacity  k2  <  k1    •  Both  firms  have  marginal  cost  c  and  investment  cost  b  

•  The  firms  compete  via  a  centralized  aucFon  mechanism  described  in  Fabra,  von  der  Fehr,  and  Harbord  (2006)  

•  We  denote  demand  by  D  and  let  θ  =  min(D,  K).  •  θ  is  allocated  to  the  two  nuclear  producers  •  If  D  >  K,  the  excess  is  dispatched  to  convenFonal  producers  

Auction  mechanism  

•  Each  firm  submits  a  bid  pi  .  We  let  p  =  (p1,  p2).  •  Output  allocated  to  supplier  i  is  denoted  by  qi(θ,  p)  

!

•  The  lower-­‐bidding  firm  dispatches  all  its  capacity  •  If  demand  exceeds  this  capacity,  then  the  higher-­‐bidding  firm  serves  residual  demand.  

•  Discriminatory  aucFon:  an  acFve  supplier  receives  its  offer  price,  so  profits  are  given  by:  

!

Equilibria  

Large  ?irm  pro?it  

•  Firm  1  operaFng  profit  is  given  by:  

!

•  With  fixed  k1,  firm  1  profit  is  a  decreasing  funcFon  of  k2  that  is:  •  QuadraFc  when  k2  <  Dmin  

•  Linear  when  k2  ≥  Dmin  

•  Firm  1’s  opFmal  choice  of  capacity  is:  

!

Small  ?irm  pro?it  

•  Firm  2  operaFng  profit  is  given  by:  

!

•  With  fixed  k1,  firm  2  profit  is  a  conFnuous  funcFon  of  k2  .  •  It  is  cubic  when  k2  <  Dmin  

•  When  k2  ≥  Dmin,  the  expression  involves  log(k2)  and  powers  of  k2  

•  The  opFmal  capacity  for  firm  2  is  given  by    •  When  k2  <  Dmin,  k2*  is  the  soluFon  to  a  quadraFc  equaFon.  •  When  k2  ≥  Dmin,  the  equaFon  must  be  solved  numerically.  

!

Duopoly:  individual  pro?its  

-­‐20  

0  

20  

40  

60  

80  

100  

120  

0   5   10   15   20   25   30   35  

Profi

t  (aX

er  investmen

t  costs)  

Firm  2  capacity  (GW)  

Firm  1   Firm  2  

•  Firm  2  chooses  capacity  k2*  =  17.5  GW  and  makes  profit  19.  •  Firm  1  profit  is  then  reduced  by  about  50%  (from  96  to  51).  •  Note:  any  capacity  below  Dmin  is  profitable  for  firm  2.  

Duopoly:  total  pro?it,  cost,  and  revenue    

-­‐20  

0  

20  

40  

60  

80  

100  

120  

140  

160  

180  

0   5   10   15   20   25   30   35  

Capacity  of  firm  2  (GW)  

total  profit   total  cost   total  revenue  

•  Entry  by  firm  2  leads  to  excess  capacity,  driving  up  total  cost  •  Total  profit  falls:  firm  2  profit  does  not  compensate  profit  lost  by  firm  1  •  Net  price  (P  –  c)  is  proporFonal  to  total  revenue:  it  falls  by  10%  when  k2  =  k2*    

Introducing  contracts  •  We  introduce  long-­‐term  contracts  in  the  following  manner:  

1.  Firm  1  has  a  monopoly  and  chooses  a  volume  f  of  long-­‐term  contracts.  2.  Firm  2  observes  these  contracts  and  builds  capacity  k2*(  f  ).  3.  The  two  firms  compete  on  the  spot  market.  

•  The  contracts  sFpulate  that  firm  1  supplies  power  to  customers  at  a  constant  level  f    for  price  pf  =  P.  

•  The  contracts  are  “long  term”  in  the  sense  that  they  are  sFll  in  effect  when  firm  2  enters  the  market.  

•  The  size  of  the  spot  market  is  reduced  by  f:  •  Dmin’  =  Dmin  –  f    •  Dmax’  =  Dmax  –  f    •  k1’  =  k1  –  f    

Contracts:  ?irm  2  capacity  

0  

5  

10  

15  

20  

25  

30  

35  

0   5   10   15   20   25   30   35  

Capa

city  (G

W)  

Volume  of  contracts  held  by  firm  1  (GW)  

k2   Dmin  -­‐  f  

•  Capacity  chosen  by  firm  2  is  strictly  decreasing  in  f  •  The  reducFon  in  k2  is  approximately  proporFonal  to  f  /  k1  •  There  is  a  change  in  slope  when  f  >  23.7  GW:  then  k2*(  f  )  >  Dmin’  

Contracts:  individual  pro?its  

0  

10  

20  

30  

40  

50  

60  

70  

80  

90  

0   5   10   15   20   25   30   35  

Profi

ts  (a

Xer  investmen

t  costs)  

Volume  of  contracts  held  by  firm  1  

Firm  1   Firm  2  

•  Firm  1  profit  is  strictly  increasing  in  f  but  remains  below  monopoly  level  •  Firm  2  profit  is  strictly  decreasing  in  f  but  remains  above  zero  à  Firm  1  cannot  exclude  firm  2  completely  unless  there  are  large  fixed  costs  

Contracts:  total  pro?it  and  total  cost  

65  

70  

75  

80  

85  

90  

0   5   10   15   20   25   30   35  Volume  of  contracts  held  by  firm  1  (GW)  

Total  profit   Total  cost  

•  Total  profit  is  increasing  in  f  but  remains  below  monopoly  level  •  Total  cost  is  decreasing  in  f  as  excess  capacity  is  reduced  

Contracts:  total  revenue  

50  

70  

90  

110  

130  

150  

170  

0   5   10   15   20   25   30   35  

Total  reven

ue  

Volume  of  contracts  held  by  firm  1  (GW)  

Including  contracts   Excluding  contracts  

•  Total  revenue,  including  revenue  from  contracts,  is  increasing  in  f  •  Total  revenue  excluding  contracts  (spot  market  revenue)  is  decreasing  in  f  as  the  size  

of  the  spot  market  is  reduced.  

Contracts:  spot  market  price  •  We  define  an  index  of  the  spot  market  price:  

!

2.68  

2.685  

2.69  

2.695  

2.7  

2.705  

2.71  

2.715  

2.72  

2.725  

0   5   10   15   20   25   30   35  

Spot  m

arket  p

rice  inde

x  

Volume  of  contracts  held  by  firm  1  (GW)  

•  Pavg  =  spot  market  revenue  /  spot  market  size  •  Both  quanFFes  are  decreasing  with  f,  so  the  effect  of  long-­‐term  contracts  on  spot  

market  price  is  ambiguous  •  Changes  in  price  are  very  small:  it  remains  within  1%  of  its  value  with  free  entry  

Conclusion  

•  In  the  absence  of  contracts,  market  entry  leads  to  excess  nuclear  capacity.  •  Total  cost  increases  •  Total  profit  decreases  •  Price  decreases  

•  Long-­‐term  contracts  reduce  entry  but  cannot  eliminate  it  enFrely  (unless  the  rival  has  large  fixed  costs).  •  Incumbent  can  increase  profit  but  cannot  recover  monopoly  profit  

•  The  price  of  electricity  on  the  spot  market  is  not  significantly  affected  by  contracts  •  It  remains  at  the  free  entry  level  

•  Extensions:  •  IncenFves  •  RegulaFon  

References    Aghion,  Philippe,  and  Patrick  Bolton.  "Contracts  as  a  Barrier  to  Entry."  American  Economic  Review  (1987):  388-­‐401.      Allaz,  Blaise,  and  Jean-­‐Luc  Vila.  "Cournot  compeFFon,  forward  markets  and  efficiency."  Journal  of  Economic  Theory  59,  no.  1  (1993):  1-­‐16.      Bessot,  Nicolas,  Maciej  Ciszewski,  and  AugusFjn  Van  Haasteren.  "The  EDF  long  term  contracts  case:  addressing  foreclosure  for  the  long  term  benefit  of  industrial  customers."  CompeEEon  Policy  NewsleGer  2  (2010):  10-­‐13.      Director,  Aaron,  and  Edward  H.  Levi.  "Law  and  the  future:  Trade  regulaFon."  Northwestern  University  Law  Review  51  (1956):  281.      Lien,  J.  “Forward  Contracts  and  the  Curse  of  Market  Power”,  University  of  Maryland  Working  Paper  (2000)      Mahenc,  Philippe,  and  François  Salanié.  "So{ening  compeFFon  through  forward  trading."  Journal  of  Economic  Theory  116,  no.  2  (2004):  282-­‐293.      Fabra,  Natalia,  Nils-­‐Henrik  von  der  Fehr,  and  David  Harbord.  "Designing  electricity  aucFons."  RAND  Journal  of  Economics  37,  no.  1  (2006):  23-­‐46.      Fabra,  Natalia,  Nils-­‐Henrik  von  der  Fehr,  and  María-­‐Ángeles  de  Frutos.  "Market  Design  and  Investment  IncenFves."  Economic  Journal  121,  no.  557  (2011):  1340-­‐1360.      Rasmusen,  Eric  B.,  J.  Mark  Ramseyer,  and  John  S.  Wiley  Jr.  "Naked  Exclusion."  American  Economic  Review  (1991):  1137-­‐1145.      Segal,  Ilya  R.,  and  Michael  D.  Whinston.  "Naked  Exclusion:  Comment."  American  Economic  Review  (2000):  296-­‐309.    

Questions?