Ato de Concentração Sumário nº 08700.001504/2017-18

:: SEI / CADE - 0320398 - Parecer :: PARECER Nº 78/2017/CGAA5/SGA1/SG PROCESSO Nº 08700.001504/2017-18 Requerentes: Total E&P do Brasil Ltda. e Petróleo Brasileiro S/A EMENTA: Ato de Concentração. Lei nº 12.529/2011. Procedimento sumário. Requerentes: Total E&P do Brasil Ltda. e Petróleo Brasileiro S/A. Mercado(s) Afetado(s): exploração, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos. Natureza da Operação: aquisição de participação em contrato de concessão. Art. 8º, inciso VI, Resolução CADE nº 02/12. Aprovação sem restrições. VERSÃO PÚBLICA I. AS REQUERENTES (SEGUNDO AS PARTES) I.1. Total E&P do Brasil Ltda. ("Total E&P") A Total E&P é uma subsidiária da Total S/A (“Total”), empresa holding de capital aberto, pertencente ao grupo, de origem francesa, que atua em todos os segmentos da indústria de petróleo e gás (“Grupo Total”). A Total E&P desempenha as seguintes atividades: (i) a pesquisa, exploração e produção de jazidas minerais e, especialmente, de hidrocarbonetos em todas suas formas, bem como a indústria, o comércio, a exportação, a importação, a distribuição e o transporte de petróleo, gás natural e/ou de seus derivados oriundos das referidas atividades de pesquisa, e exploração e produção;

(ii) a participação, direta ou indireta, em quaisquer atividades comerciais ou industriais que possam estar relacionadas, direta ou indiretamente, com qualquer um dos objetos acima mencionados, mediante a criação de novas sociedades, aportes, comanditas, subscrições ou aquisições de títulos ou direitos sociais, incorporações, constituição de sociedades em conta de participação ou consórcios, ou outra forma; (iii) prestação de serviços de administração para as operações diárias de outras sociedades; (iv) a importação, exportação, distribuição e/ou comercialização de painéis fotovoltaicos e outros bens acessórios para captação e geração de energia solar; e (v) atividades acessórias, similares ou conexas àquelas acima descritas. O Grupo Total, por sua vez, atua nos segmentos upstream (exploração, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos) e downstream (refino, produção petroquímica, produção química especializada, distribuição, transporte e comercialização de gás, óleo e eletricidade). Além disso, o Grupo Total atua no setor de energia renovável e geração de energia (sobretudo por meio da participação minoritária em centrais elétricas alimentadas a gás). I.2. Petróleo Brasileiro S/A ("Petrobras") A Petrobras é uma empresa estatal de economia mista, constituída sob a forma de sociedade anônima de capital aberto. A empresa é a controladora do Sistema Petrobras e tem seu capital social distribuído da seguinte forma:

A Petrobras é parte do grupo “Sistema Petrobras” que opera no setor de exploração e produção, refino, comercialização, transporte, petroquímica, distribuição de gás natural, eletricidade, biocombustíveis e derivados. II. OS ASPECTOS FORMAIS DA OPERAÇÃO Quadro 1 - Aspectos formais da operação Ato de Concentração de notificação obrigatória? Sim Taxa processual foi recolhida? Sim, GRU juntada aos autos, conforme Despacho Ordinatório DCONT (0313615) Data da notificação ou emenda 13/03/2017 Data da publicação do edital Edital nº 69, publicado no DOU em 23/03/2017 (0317059) III. DESCRIÇÃO DA OPERAÇÃO A operação consiste na aquisição, pela Total E&P, de 22,5% da participação referente a todos os direitos, obrigações e responsabilidades detidas pela Petrobras no contrato de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos em parte do bloco BM-S-11 (Cluster Iara, que inclui os Campos de Berbigão, Sururu e Atapu Oeste), localizado na bacia do pré-sal de Santos. IV. ENQUADRAMENTO LEGAL (ART. 8º, RES. CADE Nº 2/2012) VI – Outros casos V. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES SOBRE A OPERAÇÃO Quadro 2 - Efeitos da operação Sobreposição horizontal Não Integração Vertical Não Setor em que há sobreposição horizontal ou integração vertical N/A Participações de mercado N/A VI.

CONSIDERAÇÕES SOBRE A OPERAÇÃO De acordo com as Partes, a presente operação é resultado de uma ampla parceria estratégica estabelecida entre a Petrobras e a Total, por meio da qual as empresas se comprometem a aumentar suas experiências e habilidades técnicas em determinadas áreas do setor energético. Atualmente a concessão para exploração, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos relativa ao bloco BM-S-11 é composta pelos campos Cernambi, Lula e cluster Iara, que inclui outros campos denominados Sururu, Berbigão e Oeste de Atapu. Os campos Cernambi e Lula encontram-se em fase de produção enquanto o cluster Iara em fase de desenvolvimento. A Petrobras detém 65% (sessenta e cinco por cento) da participação, BG 25% (vinte e cinco por cento) e Petrogal 10% (dez por cento). Em virtude da presente operação, haverá uma cisão nessa concessão por meio da qual os campos Cernambi e Lula passarão a ser uma concessão autônoma e o cluster Iara outra. A concessão dos campos Cernambi e Lula permanecerão com o mesmo percentual de participação descrito acima, ou seja, Petrobras detendo 65% (sessenta e cinco por cento) da participação, BG 25% (vinte e cinco por cento) e Petrogal 10% (dez por cento). Em relação à concessão que irá conter o cluster Iara, a Petrobras irá alienar 22,5% (vinte e dois inteiros e cinco décimos por cento) da sua participação para a Total. Dessa forma, após a realização da presente operação, as participações na concessão Iara serão as seguintes:

Petrobras deterá 42,5% (quarenta e dois inteiros e cinco décimos por cento), Total deterá 22,5% (vinte e dois inteiros e cinco décimos por cento), BG permanecerá detendo 25% (vinte e cinco por cento) e Petrogal também continuará detendo 10% (dez por cento). [ACESSO RESTRITO]. As Partes informam que os campos envolvidos na Operação estão em fase de desenvolvimento. Caso iniciem produção no futuro, a estimativa é que, mesmo no pico de produção desses campos, esta seja inferior a 7% da média diária de produção de petróleo offshore no Brasil em 2016. [1] O cluster Iara relativo à concessão BM-S-11 está em fase de desenvolvimento, ou seja, ainda não começou a produzir petróleo. Nesse sentido, a referida concessão não gera, por ora, incremento de participação de mercado para a Total. Acrescente-se que as Partes, mediante Petição 0318222, definem as fases de Exploração e Produção de campos petróleo e gás, conforme informações da Agência Nacional de Petróleo e Biocombustíveis - ANP, da seguinte forma: A Fase de Exploração é iniciada pelos contratantes após a celebração do contrato de concessão. Essa fase tem por objetivo descobrir e avaliar jazidas de petróleo e/ou gás natural. Durante esse período, o concessionário ou contratado deve desenvolver atividades exploratórias de geologia e geofísica, visando ao maior conhecimento das bacias sedimentares brasileiras, em especial do bloco adquirido.

As atividades exploratórias envolvem a aquisição de dados sísmicos, gravimétricos, magnetométicos, geoquímicos, perfuração e avaliação de poços, dentre outras, devendo contemplar um programa mínimo (Programa Exploratório Mínimo - PEM), acordado com a ANP. Também é nessa fase que o concessionário ou contratado realiza as avaliações de descobertas e, caso se conclua pela viabilidade econômica da descoberta, declara a comercialidade das áreas. Caso não haja interesse econômico, o concessionário ou contratado realiza a devolução das áreas para a União. Diante disso, durante a Fase de Exploração, não é possível estimar a produção futura de determinado campo ou bloco. A Fase de Produção, por sua vez, tem início com a Declaração de Comercialidade, ou seja, manifestação da empresa contratada sobre a viabilidade comercial da área que vinha estudando durante a Fase de Exploração. Esta declaração formaliza a intenção de produzir os recursos encontrados na área e, a partir deste ponto, começa a correr o prazo para que o contratado submeta à ANP sua proposta de Plano de Desenvolvimento de um dado campo. Esse plano consolida o planejamento de longo prazo para as operações e investimentos no campo; descreve o modelo geológico da área do campo e as bases de projeto das instalações a serem implantadas; prevê a curva de produção de fluidos; fixa diretrizes de segurança e meio ambiente para a implantação, a operação e a desativação do sistema de produção e escoamento;

e apresenta os aspectos econômicos do projeto. Em um primeiro momento da Fase de Produção, o campo passará por uma Etapa de Desenvolvimento quando serão realizadas atividades destinadas a instalar equipamentos e sistemas que tornam possível a produção. Embora as atividades de desenvolvimento possam se prolongar por grande parte da Fase de Produção, mesmo após o campo ter começado a produzir, consideram-se campos em desenvolvimento somente aqueles que não iniciaram produção alguma (vale dizer, antes do 'primeiro óleo'). Tendo em vista tais características, a estimativa de produção futura de um campo não produtivo somente é possível a partir da Fase de Produção. A partir do momento em que o campo começa a efetivamente produzir, passa a estar sujeito a procedimentos adicionais de acompanhamento e fiscalização, como o Boletim Mensal da Produção (BMP), que informa os volumes produzidos por cada campo; o Programa Anual de Produção (PAP), em que se discriminam as previsões de produção e a movimentação de petróleo, gás natural, água, fluidos especiais e resíduos oriundos do processo de produção de cada campo e; a Medição da Produção, feitos por sistemas construídos de acordo com regulamentos e normas específicos da ANP e do Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia - lnmetro e que irão monitorar toda a vida produtiva do campo até a desativação das instalações e a devolução das áreas.

De acordo com decisões anteriores do Cade, em consonância com as definições da ANP, os blocos que se encontram no estágio de exploração/desenvolvimento não geram efeitos imediatos sobre o mercado sendo considerados ativos pré-operacionais. [2] Sob o aspecto geográfico, em decisões anteriores, o CADE considerou o mercado relevante em âmbito nacional. [3] As Partes reiteram que a Total E&P não detém ativos em produção no Brasil. Para o futuro, apenas estimativas de produção podem ser fornecidas neste momento. Essas estimativas estão sujeitas, por sua vez, a uma série de riscos e incertezas inerentes a qualquer projeto de exploração e produção de petróleo e gás. A Total E&P detém em seu portfólio dezessete ativos, já considerando o campo de Lapa e o cluster Iara, cujas aquisições de participação encontram-se atualmente sob análise do CADE. Apenas os seguintes ativos estarão em produção ou em desenvolvimento após a conclusão da presente Operação: Libra; Lapa (parte de BM-S-09); e Iara (parte de BM-S-11). Após o início do desenvolvimento da produção dos campos Lapa, Iara e Libra (iniciada em dezembro de 2016 e esperadas para 2018 e 2017, respectivamente), a Total E&P estima atingir uma produção máxima agregada de aproximadamente [ACESSO RESTRITO]. Esse valor representa menos de 7% da produção diária offshore do Brasil, quando comparado com os mais recentes dados da ANP.

As Partes declaram que essa participação de mercado foi calculada a partir da estimativa de volume máximo de produção e, portanto, corresponde a um valor superestimado, a fim de dar ainda maior segurança à análise das aquisições de um ponto de vista concorrencial. Os demais ativos detidos pela Total E&P não iniciaram o desenvolvimento da produção. Ou seja, encontram-se ainda em Fase de Exploração, com seus contratos de concessão suspensos ou, ainda, sob estudos de pré-desenvolvimento. Para esses ativos, em virtude do alto grau de incerteza, a Total E&P não possui estimativas sobre sua futura produção. Logo, visto que a operação em tela trata de um ativo pré-operacional com uma potencial participação de mercado reduzida, não se vislumbram mudanças no cenário concorrencial do mercado de extração de petróleo e gás. VII. CLÁUSULA DE NÃO-CONCORRÊNCIA Não há. VIII. RECOMENDAÇÃO Aprovação sem restrições. Estas as conclusões. Encaminhe-se ao Sr. Superintendente-Geral. [1] Cálculo baseado na produção máxima de 150 mil barris dia de petróleo (Fonte: Apresentação enviada à Total em 27/04/16) pela produção média de óleo nas plataformas do Brasil em 2016 (Fonte: Site ANP Histórico_producao_por_plataforma.xls) [2] Vide AC nº 08700.010416/2014-64 (BP Energy do Brasil Ltda., GDF Suez S/A e Petróleo Brasileiro S/A), AC nº 08700.000374/2013-72 (Statoil Brasil Óleo e Gás Ltda. e Vale S/A), AC nº 08700.005775/2013-19 (OGX Petróleo e Gás S/A e Petróleo Brasileiro S/A).

[3] Vide AC nº 08700.009365/2013-47 (ONGC Campos Ltda. e Petróleo Brasileiro S/A) e AC nº 08700.005775/2013-19 (OGX Petróleo e Gás S/A e Petróleo Brasileiro S/A).