CREG - Analisis Economico de los Mecanismos de Negociacion de Gas

An alisis Econ omico de los Mecanismos de Negociací on Directa y Úselo o V endalo1 Alvaro J. Riascos Villegas Quantil y Universidad de los Andes2 Natalia Serna Borrero Quantil y Universidad ICESI3 Diciembre 18 de 2014 1Versí on confidencial favor no divulgar.Reporte preliminar y para comentarios de la CREG. Agradecemos el intercambio de ideas con los agentes de la industria: Gas Natural, Chevron, Equion, Grupo Corona, Emgesa, EPM, Alcanos, Ecopetrol, CREG y conversaciones con Luciano de Castro, Angela Cadena y David Harbord. Las opiniones, errores u omisiones son responsabilidad exclusiva de los autores y no reflejan o comprometen las opiniones de los agentes o las personas consultadas para este estudio. 2Correo electronico: alvaro.riascos@quantil.com.co 3Correo electronico: natalia.serna@quantil.com.coÍndice

1. Introduccí on 2

2. Revisí on de literatura y marco té orico 2

3. Datos y estad ısticas descriptivas 5

4. An alisis del resultado de la negociaciones directas 14 4.1. Competencia y poder de negociací on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 4.1.1. Metodolog ıa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

4.1.2. Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 4.2. Flexibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 4.3. Principio de neutralidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 4.4. Desbalance para la activací on del mecanismo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 4.5. Subasta vrs negociací on directa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

5. Observaciones sobre las negociaciones de uselo o v endalo de largo plazo 27

6. Conclusiones y recomendaciones 27 6.1. Competencia y poder de negociací on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 6.2. Flexibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 6.3. Principio de neutralidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 6.4. Desbalance para la activací on del mecanismo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

6.5. Subasta vrs negociací on directa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

11. Introduccí on Este documento hace un an alisis econ omico sobre las negociaciones directas entre productores y compradores de gas natural durante los periodos establecidos por la Resolucí on 089 de 2013 en los a˜ nos 2013 y 2014. Para esto se utiliz o informací on sobre todas las negociaciones cerradas entre las partes en los dos periodos. Para el caso de las negociaciones uselo y v endalo de largo plazo, se observaron muy pocas transacciones ( unicamente dos) por lo cual no fue posible hacer ning un ejercicio emp ırico para entender los resultados observados. En general la metodolog ıa utilizada consistí o en entrevistar a varios agentes de la industria, revisar la literatura té orica y emp ırica relevante y, cuando fue posible, probar econom etricamente algunas hip otesis econ omicas.

El documento est a organizado de la siguiente forma. En la primera seccí on hacemos una revisí on r apida de la literatura té orica y emp ırica relevante. Esta seccí on es opcional y no es fundamental para la comprensí on del an alisis y resultados del estudio. Su prop osito es resaltar algunas ideas de la literatura acad emica que pueden arrojar luces sobre el comportamiento positivo y normativo de la negociaciones directas de gas natural. Es decir, sirve como una gú ıa para organizar las ideas,

interpretar la realidad observada y como gú ıa para la explorací on descriptiva y econom etrica de los datos. La tercera seccí on describe los datos utilizados y presenta algunas estad ısticas descriptivas que son fundamentales para el an alisis econ omico de la cuarta seccí on. La quinta seccí on es propiamente el coraz on del estudio en donde se hace el an alisis econ omico de los resultados a la luz de las entrevistas con los agentes y los datos disponibles. La sexta secí on hace algunas observaciones muy r apidas sobre las negociaciones de tranporte de gas uselo o v endalo con base en las entrevistas con los agentes. La quinta y ultima seccí on contiene las conclusiones y recomendaciones.

2. Revisí on de literatura y marco té orico Si bien existe una vasta literatura sobre la teor ıa de contratos y la teor ıa de negociaciones, que son los dos pilares té oricos que se usar an en este estudio como marco conceptual para el an alisis emp ırico, lo mismo no se puede decir de la literatura emp ırica que se deriva de estas teor ıas

(Chiappori and Salanie (2002)). En el caso particular de estudios aplicados al sector de gas, la literatura emp ırica es á un m as escasa. Sin embargo, para efectos del presente estudio es posible apoyarse en algunos modelos té oricos centrales de la teor ıa para racionalizar la interaccí on entre los

agentes as ı como algunos esfuerzos emp ıricos para entender los datos disponibles. Espec ıficamente, nos apoyamos en la teor ıa de competencia imperfecta, la teor ıa de costos de transaccí on y dos modelos b asicos de la teor ıa de negociaciones: el modelo de negociací on de Rubinstein (Rubinstein (1982)) y el concepto de solucí on de Nash a un problema de negociací on. En el ambito emp ırico, verificamos algunas de las implicaciones de la teor ıa de competencia y costos de transaccí on para el caso de la negociaciones directas llevadas a cabo entre compradores y vendedores de gas natural 2durante los periodos dispuestos por la Resolucí on 089 en los a˜ nos 2013 y 2014. Dada la escasez de informací on -un poco m as de 60 negociaciones observadas en ambos periodosencontramos dif ıcil validar las consecuencias emp ıricas de la teor ıa de los dos modelos de negociací on mencionados, sin embargo estos juegan un papel esclarecedor en la interpretací on de los resultados observados. La teor ıa de competencia imperfecta sugiere que el precio de negociací on depende estrechamente de variables de estructura de mercado tales como la participací on de los vendedores o compradores o medidas de concentrací on como el ındice HHI.4 Este es el caso de modelos b asicos de competencia oligopol ıstica como lo es el modelo de Cournot. En este es posible mostrar c omo el ındice HHI y la

elasticidad de la demanda (v ease Vega-Redondo (2003)) son determinantes del poder de mercado de los productores (entendido este como la diferencia entre el precio y el costo marginal). Entre mayor sea el ındice HHI y menor sea la elasticidad de la demanda, mayor es el poder de mercado. Estos dos aspectos ser an importantes en el an alisis posterior de los resultados de las negociaciones directas de gas natural. 5 De otra parte, la teor ıa de los costos de transaccí on sugiere que cuando existen inversiones espec ıficas altas (costos hundidos) y/o costos de transaccí on altos (negociaciones frecuentes y/o costos altos de negociaciones), los contratos de largo plazo o la integrací on vertical son una respuesta eficiente desde el punto de vista econ omico (Tadelis and Williamson (2010)). Los altos costos hundidos como aquellos en los que incurren los productores y transportadores de gas generan una alta incertidumbre sobre los ingresos futuros y podr ıan motivar un comportamiento oportun ıstico de la contraparte que puede poner en espera las inversiones necesarias para iniciar el negocio (este se conoce como el hold up problemen la literatura sobre costos de transaccí on). La posibilidad de firmar contratos de largo plazo mitiga este comportamiento estrat egico y reduce la incertidumbre. Oren (2003) tambí en resalta el papel que juegan los contratos de largo plazo en la reduccí on de la incertidumbre que enfrentan los inversionistas. En resumen, la teor ıa de costos de transaccí on

sugiere que estos costos son un determinante importante del precio de negociací on de los contratos de largo plazo. Luego, teniendo en cuenta las implicaciones de la teor ıa de competencia imperfecta y la teor ıa de costos de transaccí on, el precio de los contratos est a determinado por ambos tipos de variables: variables de estructura de mercado, en particular de concentrací on, y variables de costos de transaccí on como el n umero de contratos firmados. Esta intuicí on motiva el ejercicio econom etrico que se realiza m as adelante basado en (??). En este ejercicio queremos probar la hip otesis de la relevancia de las variables de concentrací on de mercado en la determinací on de los precios, controlando por variables de costos de transaccí on y otras intuitivamente relevantes. 4En los ejercicios econom etricos utilizaremos algunas medidas espec ıficas de poder de mercado como el ındice de oferta residual RSI por sus siglas en ingl es. 5Le Coq (2004), Liski and Montero (2004) muestran como los contratos de largo plazo pueden ayudar a sostener arreglos colusivos en juegos repetidos. 3Adicionalmente, la literatura sobre competencia imperfecta tambí en ha dado argumentos valiosos sobre c omo la contratací on de largo plazo o los contratos futuros ayudan a mitigar el poder de mercado (Blaise and Vila (1989), Newberry (1998)). Por ejemplo, en el caso m as sencillo del modelo de Cournot, no es dif ıcil mostrar que los contratos forward reducen el poder de mercado

de los productores. Entonces la pregunta sobre el papel de las medidas de concentrací on en los precios de los contratos es en el fondo una pregunta emp ırica que tratamos de resolver con los datos disponibles. Finalmente, la teor ıa de la negociací on y, en particular, el modelo cl asico de negociací on alterna de Rubinstein, as ı como el concepto de solucí on de Nash en presencia de poder de negociací on ofrecen perspectivas positivas y normativas esclarecedoras sobre las negociaciones directas entre dos partes. En primera instancia el modelo de negociací on de Rubisntein presenta algunas similitudes con el proceso de negociací on directa que fue posible deducir de las conversaciones con los agentes. Esto es, un primer jugador (en este caso el productor) hace una oferta. La oferta puede ser sobre c omo repartir el conjunto de posibilidades de beneficios de las partes. En este caso, si los agentes tienen preferencias por el precio y la cantidad de gas, el conjunto de beneficios (utilidades) posibles para cada agente son todos los beneficios posibles de parejas de precio y cantidad factibles. Una vez recibida la oferta del primer jugador, el comprador tiene la opcí on de aceptar o contraofertar. Mientras ninguna de las partes acepte, la ofertas y contraofertas contin uan indefinidamente. La teor ıa afirma que en este contexto, es un equilibrio que la oferta inicial hecha por el primer jugador (productor) resulta ser aceptada. Intuitivamente, el primer jugador tiene una ventaja en la medida que al tener la opcí on de ofertar primero consigue transferirle al segundo jugador el problema de

sopesar la accí on de aceptar inmediatamente o asumir el costo de esperar. En general, el primer jugador consigue una asignací on m as favorable que el segundo y la diferencia entre estas es mayor en la medida en que el segundo jugador sea m as impaciente. Este resultado es robusto a varias modificaciones de inter es para el proceso de negociací on, por ejemplo: cuando existe una alternativa de retirarse de la negociací on o una probabilidad de que las negociaciones se terminen en cada ronda, variaciones en el tiempo de respuesta de los agentes, costo de rechazar las ofertas distintos al de descontar los beneficios futuros, etc. 6. En el problema de negociací on analizado por Nash (Rubinstein and Osborne (1994)) los agentes toman acciones simult aneas y el problema consiste en determinar qú e distribucí on del conjunto de utilidades posibles de las dos partes se puede acordar entre ellos. Una idea importante que surge de este an alisis es que el resultado final depende del poder de negociací on de las partes. 6v ease Rubinstein and Osborne (1994))

43. Datos y estad ısticas descriptivas Para analizar el mecanismo de negociací on directa que fue aplicado durante 2013 y 2014, contamos con una base de datos con informací on de todos los contratos firmados durante cada a˜ no. Por cada negociací on observamos el tipo de contrato (firme, firmeza condicionada, opcí on de compra) y la durací on (fecha de inicio y finalizací on del suministro), el vendedor, el comprador, el precio

pactado, las cantidades y el tipo de demanda que los compradores anuncian que van a atender con cada contrato (comercial, GNV, industrial, residencial, t ermica, transportadores y otras demandas). Tambí en observamos el campo de produccí on (Ballena, Cusiana, Gibraltar) y el punto de entrega (boca de pozo o Barrancabermeja). Con estas variables construimos indicadores de concentrací on de mercado entre los vendedores y los compradores tales como el ındice de Herfindahl-Hischman a nivel del campo de produccí on, la durací on del contrato y el a˜ no de la negociací on; y las participaciones de mercado de cada agente. Por cada vendedor y comprador, calculamos el n umero de contratos que ha firmado y la cantidad total que suministran y reciben, respectivamente. En el gr afico (1) mostramos la PDTVF de la zona de la costa Atl antica, el interior del pá ıs y Gibraltar. De aqú ı podemos notar claramente la disminucí on en la disponibilidad de gas natural para la venta en firme de la costa, que pasa de 300 GBTUD en Enero de 2014 a 0 GBTUD en el

2022. Por el contrario, al interior del pá ıs se puede ver que la oferta de gas decrece un 26 % en ese mismo periodo. En el caso de Gibraltar, la disponibilidad es peque˜ na comparada con la de los otros dos campos de produccí on, con cerca de 6 GBTUD. Valga resaltar la cá ıda de aproximadamente 90 % en la PDTVF de la costa a inicios de 2019 con respecto al final del 2018, que coincide con la

declarací on de Ecopetrol al MME de dedicar parte de su produccí on de gas al autoconsumo. 5Gr afico 1: PDTVF por campo de produccí on 2014m12016m12018m12020m12022m1Año-MesCostaInteriorGibraltar PDTVF La disponibilidad para la venta en firme a diferentes plazos sugiere que de continuar aumentando la demanda y si no entran en produccí on nuevos campos, debido a la desconexí on en entre la costa y el interior para transportar gas, es previsible una situací on de escasez en la costa. En el gr afico (6) mostramos el precio promedio ponderado por la cantidad vendida en cada campo deproduccí on y por cada durací on. En general, los precios en Cusiana son m as bajos que en Ballena, lo cual refleja diferenciasentre ambos campos de produccí on, el primero con un exceso de oferta y el segundo con un exceso de demanda. Si nos enfocamosen los contratos de un a˜ no, podemos ver que durante 2013 la diferencia en el precio de ambos campos era de 40 centavos de d olar. Sin embargo a 2014, esa diferencia aumenta considerablemente a 2.15 d olares: el precio medio en Ballena era de 5.15 d olares mientras que en Cusiana era de 3 d olares aproximadamente. Para los contratos a 5 a˜ nos la diferencia es similar, en Ballena el precio promedio de estos contratos

es de 4.9 USD mientras que en Cusiana es de 3.25 USD. En el caso de Gibraltar, los precios son similares a los de Ballena. 6Gr afico 2: PDTVF por campo de produccí on y demanda media 2014m12016m12018m12020m12022m1Año-mesCosta InteriorGibraltarDemanda bajaDemanda mediaOferta totalDemanda térmica En general las ventas de gas natural fueron sustancialmente menores en el 2014 comparado con el 2014 (v ease gr aficos 3 y 4) Gr afico 3: Cantidad total por campo de produccí on BallenaCusianaGibraltar201320142013201420132014 7Gr afico 4: Cantidad total por vendedor y campo de produccí on ChevronEcopetrolEquionSantiago OilSpep EnergyTepma20132014 Gr afico 5: Participací on de mercado de cada vendedor por a˜ no 20.1% 64.7% 5.4%6.1%3.9% 17.8% 64.1% 1.2%6.6% 10.3% 2013 2014 ChevronEcopetrolEquionSantiago OilSpep EnergyTepma En el gr afico (5) mostramos las participaciones de mercado de cada vendedor por a˜ no tenien8do en cuenta la cantidad total que cada uno negocí o en los campos de produccí on donde tienen presencia. Del gr afico podemos ver que Ecopetrol tiene una participací on cercana al 65 % en cada

a˜ no, lo que lo convierte en la firma con mayor participací o. Seguido se encuentra Chevron con una participací on de aproximadamente 20 % en ambos a˜ nos. Equí on, quien particip o en los dos procesos de negociací on, tuvo una participací on de 5.4 % en el 2013 y de 1 % en el 2014. La reduccí on en su cuota de mercado en el 2014 puede deberse a la entrada de Spep Energy en las negociaciones, quien abarc o un 10 % de la cantidad total negociada durante ese a˜ no. Por su parte Santiago Oil representa cerca un 6 % del mercado en cada a˜ no. Finalmente, Tepma que particip o en el proceso de 2013 ten ıa un 4 % del mercado de las negociaciones. Gr afico 6: Precio promedio por campo de produccí on y durací on del contrato BallenaCusianaGibraltar1 Año5 Años7 Años1 Año5 Años7 Años1 Año5 Años7 Años 20132014 En el gr afico (6) mostramos el precio promedio ponderado por la cantidad vendida en cada campo deproduccí on y por cada durací on. En general, los precios en Cusiana son m as bajos que en Ballena, lo cual refleja diferencias fundamentales entre ambos campos de produccí on, el primero con un exceso de oferta y el segundo con un exceso de demanda. Si nos enfocamos en los contratos de un a˜ no, podemos ver que durante 2013 la diferencia en el precio de ambos campos era de 40

centavos de d olar. Sin embargo a 2014, esa diferencia aumenta considerablemente a 2.15 d olares: el precio medio en Ballena era de 5.15 d olares mientras que en Cusiana era de 3 d olares aproximadamente. Para los contratos a 5 a˜ nos la diferencia es similar, en Ballena el precio promedio de estos contratos es de 4.9 USD mientras que en Cusiana es de 3.25 USD. En el caso de Gibraltar, los precios son similares a los de Ballena. 9Cuando calculamos el precio promedio ponderado por la cantidad vendida a cada tipo de demanda y por cada durací on, el gr afico (7) muestra que efectivamente los precios del gas natural hacia la demanda residencial y GNV, que son esenciales, son los m as altos. El precio hacia la demanda t ermica tambí en es alto debido a la alta disposicí on a pagar de ese tipo de generadores y, a su vez, debido a los costosos sustitutos del gas a los que se ven enfrentados. De otro lado, podemos ver que el precio al que se le vende a la demanda industrial es el m as bajo para todas las duraciones. La diferencia en el precio promedio entre la demanda esencial y la industrial puede llegar a ser de 1.25 d olares por MBTUD. Cabe resaltar que durante 2013, el precio a la demanda t ermica para contratos de un a˜ no estuvo por debajo del precio a la demanda industrial. Tambí en se puede ver que, en general, el precio medio para los contratos de m as de 5 a˜ nos est a ligeramente

por debajo del precio para contratos de menor durací on. Gr afico 7: Precio promedio por tipo de demanda y durací on del contrato ComercialGNVIndustrialOtrosResidencialTransportadoresTermica157157157157157157157 20132014 Para ver la relací on entre el precio negociado y la durací on del contrato, en los gr aficos (8) y (9) mostramos un diagrama de dispersí on entre el precio y la durací on de los contratos de suministro firme. La Resolucí on 089 de 2013 establece que en el mecanismo de negociací on directa los contratos pueden durar 1, 5, o m as de 5 a˜ nos. Como se puede ver, en el 2013 para los contratos de 1 a˜ no la dispersí on entre los precios negociados es alta en comparací on con contratos de duraciones m as largas. El m aximo precio para contratos a un a˜ no es cerca de 5.5 USD/MBTUD al igual que para los contrato de 5 a˜ nos, mien10tras que para aquellos de m as de 5 a˜ nos el precio se encuentra ligeramente por debajo de los 3 USD/MBTUD. En el 2014, la relací on es menos obvia pero hay evidencia de que la varianza del precio es mayor para duraciones menores. Por ejemplo podemos ver que el m aximo precio para contratos de un a˜ no es de 7 d olares por MBTUD, seguido de 5.5 USD/MBTUD para contratos

de 5 a˜ nos, y cerca de 2.6 USD/MBTUD para contratos de m as de 5 a˜ nos. La alta variabilidad del precio para contratos de corto plazo (1 a˜ no), no obstante, est a asociada al tipo de demanda y al campo de produccí on. Gr afico 8: Diagrama de dispersí on del precio contra la durací oncontrato firme (a˜ no 2013) 0 2 4 6 8Duración (Años)2013 Contrato Firme Gr afico 9: Diagrama de dispersí on del precio contra la durací oncontrato firme (a˜ no 2014) 0 2 4 6 8Duración (Años)2014 Contrato Firme En los gr aficos (10) y (11) mostramos el diagrama de dispersí on entre el precio y la durací on de los contratos de firmeza condicionada. En el 2013, este tipo de contrato se negocí o unicamente para una durací on de un a˜ no, en la que el precio oscilaba entre 2 y 3 USD/MBTUD. Para el 2014, de nuevo se evidencia que entre mayor es la durací on, menor es la varianza del precio. Sin embargo, el m aximo precio para los contratos a 5 a˜ nos es ligeramente mayor que el m aximo precio para los contratos a un a˜ no (la diferencia es de cerca de 25 centavos de d olar por MBTUD).

11Gr afico 10: Diagrama de dispersí on del precio contra la durací oncontrato firmeza condicionada (a˜ no 2013) 0 1 2Duración (Años)2013 Contrato Firmeza Condicionada Gr afico 11: Diagrama de dispersí on del precio contra la durací oncontrato firmeza condicionada (a˜ no 2014) 0 2 4 6 8Duración (Años)2014 Contrato Firmeza Condicionada En el gr afico (12) ponderamos el precio de los contratos de suministro firme por la cantidad comercializada de cada vendedor para cada durací on, con el fin de ver una curva forward suavizada. Como se puede ver, en promedio, el precio disminuye cuando los contratos son m as largos. Esto es consistente con la teor ıa de los costos de transaccí on que afirma que si las empresas pueden pactar un suministro por m as tiempo, esto les permite ahorrarse ciertos costos de transaccí on asociados con la comercializací on del gas natural y, por ende, podr ıan aceptar precios m as bajos cuando negocian con los compradores. Tambí en vemos que los precios durante 2014 son m as altos que en el 2013 para cada durací on, y estos difieren aproximadamente en 60 centavos de d olar por MBTUD. El mismo an alisis se presenta en el gr afico (13) para los contratos de suministro con firmeza

condicionada. N otese que en este caso, para el 2014 el precio promedio para las duraciones m as largas (2.4 USD/MBTUD) supera ligeramente al de los contratos de un a˜ no (2.25 USD/MBTUD). Adem as, el precio negociado presenta un pico para los contratos de suministro a 5 a˜ nos, en los que alcanza aproximadamente los 2.55 d olares por MBTUD. Finalmente podemos ver que para los contratos de un a˜ no, el precio de 2013 era mayor al de 2014 en aproximadamente 10 centavos de d olar. 12Gr afico 12: Precio promedio ponderado contra durací on del contrato firme 0 1 2 3 4 5 6 Más de 5Duración (Años)20132014 Contrato Firme Gr afico 13: Precio promedio ponderado contra durací on del contrato de firmeza condicionada 0 2 4 6 8Duración (Años)20132014 Contrato Firmeza Condicionada La gr afica (14) pone de manifiesto el alto grado de concentrací on de la produccí on de gas natural en Colombia. Gr afico 14: HHI Vendedores BallenaCusianaGibraltar201320142013201420132014 Para ver si los vendedores de gas con mayor participací on en el mercado logran pactar precios m as altos, en los gr aficos (15) y (16) mostramos el precio promedio por vendedor para los contratos

firmes de durací on de 1 a˜ no y 5 a˜ nos. El tama˜ no de los c ırculos se relaciona directamente con la cantidad vendida de cada productor en la negociací on directa. Como podemos ver, para los contratos de un a˜ no hay cierta evidencia de que los vendedores con mayor participací on de mercado 13logran negociar precios m as altos. Sin embargo la relací on no se mantiene para los contratos a 5 a˜ nos. Lo anterior ir ıa en l ınea con las hip otesis del poder mercado pero no desmiente las ideas de la teor ıa de los costos de transaccí on. Entonces es fundamental tener en cuenta las predicciones de ambas teor ıas para estudiar los resultados del mecanismo de negociací on directa en el mercado de gas natural en Colombia. Gr afico 15: Precio promedio por vendedor-Contrato firme de 1 a˜ no 0 1 2 3 4 5 6Código vendedor20132014 Contrato Firme duración 1 añoGr afico 16: Precio promedio por vendedor-Contrato firme de 5 a˜ nos 0 1 2 3 4 5 6Código vendedor20132014 Contrato Firme duración 5 años

4. An alisis del resultado de la negociaciones directas Esta seccí on presenta el an alisis econ omico de los resultados presentados en la seccí on anterior y que sirven para justificar algunas de las conclusiones y recomendaciones de este estudio. La gran mayor ıa de las observaciones que hacemos aqú ı tienen origen en las conversaciones con los agentes

del mercado y nuestro principal objetivo ha sido racionalizar algunas de estas a la luz de la informací on y datos disponibles para el estudio. Por razones de confidencialidad es necesario excluir algunos detalles que soportan con mayor precisí on algunas de las afirmaciones. Hemos organizado estas observaciones alrededor de los siguientes temas:

1. Competencia y poder de mercado

2. Flexibilidad de los contratos

3. Principio de neutralidad

4. Desbalance para la activací on del mecanismo

5. Subastas vrs negociací on 144.1. Competencia y poder de negociací on En las conversaciones con los agentes se hizo evidente la existencia de cierto poder de mercado por parte de los vendedores. La gr afica (5) y la gr afica (14) ponen en evidencia la gran concentrací on en el mercado de productores de gas natural. Adicionalmente a la participací on directa de Ecopetrol en la producci’on, esta empresa sostiene contratos de asociací on con los dos mayores productores y participa en la Junta Directiva de por lo menos una de estas empresas.

La siguiente subseccí on explora en t erminos cuantitativos algunas de las consecuencias econ omicas que tiene este grado de concentrací on medido por el HHI de los productores y compradores en los dos a˜ nos de negociaciones. 4.1.1. Metodolog ıa En esta seccí on seguimos de cerca el an alisis econom etrico de Hubbard y Weiner (1991). El objetivo de este an alisis es cuantificar el efecto del poder de mercado sobre los precios de negociací on

de los contratos controlando por costos de transaccí on y otras variables relevantes. La especificací on econom etrica general es de la siguiente forma: ln(Pi,j,k)t = β0 + β1 ln(Qi,j,k)t + αMt i,j,k + δCt i,j,k + ηTt i,j,k + ζKt i,j,k + µDt i,j,k + γt k + εt i,j,k t∈[2013,2014] (1) Donde: i es el vendedor, j el comprador, k el campo de produccí on yt es el a˜ no (2013 o 2014). Pt i,j,k es el precio del contrato firmado entre el vendedor iubicado en el campo de produccí on k y el comprador j, durante el a˜ not, medido en USD/MBTUD. Qt i,j,k es la cantidad pactada en cada contrato, medida en MBTUD. Mt i,j,k es una matriz de variables asociadas con el poder de mercado, entre las que est a el ındice de Herfindahl-Hirschman de los vendedores y los compradores. Ct i,j,k es una matriz de variables asociadas con los costos de transaccí on, entre las que est an el n umero total de contratos firmados por cada vendedor y cada comprador. Tt i,j,k es una matriz de controles o variables dummy asociadas a la durací on del contrato (1 a˜ no, 5 a˜ nos y m as de 5 a˜ nos). Kt i,j,k es una matriz de controles o variables dummy asociadas a cada tipo de contrato (Firme,

Firmeza condicionada, Opcí on de compra). 15Dt i,j,k es una matriz de controles o variables dummy asociadas a cada tipo de demanda (Comercial, GNV, Industrial, Otros, Residencial, Transportadores, T ermica). γt k son efectos fijos de campo de produccí on (Ballena, Cusiana y Gibraltar). εt i,j,k es el t ermino idiosincr atico de error. Si los ındices de concentrací on del mercado explican las variaciones observadas en el precio de los contratos, á un despú es de controlar por la durací on del contrato, el tipo de demanda y el campo de produccí on, entonces habr ıa evidencia de que el poder de mercado determina las realizaciones del mecanismo de negociací on directa y no necesariamente los costos de transaccí on, lo cual probablemente no sea eficiente. Si por el contrario, las variables asociadas a los costos de transaccí on explican las variaciones observadas en el precio y no el poder de mercado, habr ıa evidencia de que la negociací on directa es eficiente pues le permite a los agentes ahorrarse los costos asociados a la comercializací on del gas, y recuperar el costo de realizar grandes inversiones. 4.1.2. Resultados En esta seccí on mostramos la estimací on del modelo (1) de forma separada para cada a˜ no. Las especificaciones se diferencian entre s ı por los controles que utilizan. La primera incluye variables

de concentrací on de mercado, la segunda incorpora variables asociadas a los costos de transaccí on, la tercera incluye una dummy espec ıfica a Ecopetrol y dos t erminos de interaccí on entre la dummy para Ecopetrol y la durací on de los contratos. Finalmente, la cuarta especificací on incluye controles de campo de produccí on. Adem as en todas las columnas se controla por el tipo de contrato, la durací on y el tipo de demanda. En la columna (1) de la tabla (1) estimamos el modelo unicamente con los datos de 2013. Podemos ver que el nivel de concentrací on de mercado a nivel de los vendedores explica signifi- cativamente las variaciones en el precio de los contratos. Cuanto mayor es la concentrací on del mercado, mayor es el precio que los vendedores pueden pactar con los compradores. El coeficiente asociado al ındice de Herfindahl de los vendedores indica que un aumento de un punto porcentual en el HHI de los vendedores genera un incremento promedio de 38 % en el precio de los contratos, incluso controlando por la durací on. Este efecto se mantiene cuando incorporamos variables de costos de trans