Ato de Concentração Sumário nº 08700.006328/2017-19

:: SEI / CADE - 0405609 - Parecer :: PARECER Nº 306/2017/CGAA5/SGA1/SG PROCESSO Nº 08700.006328/2017-19 REQUERENTES: Prumo Logística S.A. e BP Global Investments Limited Ementa: Ato de Concentração. Lei nº 12.529/2011. Procedimento Sumário. Requerentes: Prumo Logística S.A. e BP Global Investments Limited. Advogados: Barbara Rosenberg, Leonardo Maniglia Duarte e outros. Natureza da operação: criação de joint venture. Setor econômico envolvido: gás natural e energia elétrica. Art. 8º, inciso III, Resolução Cade nº 2, de 29 de maio de 2012. Aprovação sem restrições. VERSÃO DE ACESSO público I. REQUERENTES I.1. Prumo Logística S.A. (“Prumo”) A Prumo é uma empresa multi-negócios criada para desenvolver negócios nos setores de energia e de infraestrutura brasileiros. Atualmente, a Prumo está desenvolvendo um complexo industrial e portuário no município de São João da Barra/RJ. EIG Prumo Fundo de Investimento em Participações é o único acionista que detém mais de 20% do capital social da Prumo. O fundo é controlado por EIG Global Energy Partners, LLC. As Requerentes informam que o único investimento (indireto) superior a 20% detido por fundos do grupo EIG refere-se à Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. I.2. BP Global Investments Limited (“BPGIL”) A BPGIL é empresa do Grupo BP, controlado pela BP p.l.c., uma sociedade de capital aberto. Atualmente, o principal acionista individual da BP p.l.c. é o JP Morgan Chase Bank N.a., com participação de 28,32%.

O Grupo BP tem portfólio de energia diversificado no Brasil. O Grupo BP realiza as seguintes atividades no Brasil: (i) exploração marítima de petróleo e gás; (ii) distribuição e comercialização de lubrificantes e combustíveis para avião; (iii) exportação e importação de equipamentos relacionados a lubrificantes e combustíveis para avião (iv) lubrificantes automotivos, marítimos e industriais; e (v) produção e fornecimento de açúcar e etanol, bem como de energia resultante destas atividades. Algumas das empresas do grupo BP no Brasil são: Castrol (produção de lubrificantes), BP Biocombustíveis, BP Energy (exploração e produção de petróleo e gás natural), BP Marine/NFX (distribuição de combustíveis marítimos ) e Air BP (segmento de aviação). II. ASPECTOS FORMAIS DA OPERAÇÃO Quadro 1 - Aspectos formais da operação Ato de Concentração de notificação obrigatória? Sim Taxa processual foi recolhida? Sim, conforme Despacho Ordinatório SECONT (0398082) Data da notificação ou emenda 09/10/2017 Data da publicação do edital O Edital nº 331/2017, que deu publicidade à operação em análise, foi publicado no dia 19/10/2017 (0399696) III. DESCRIÇÃO DA OPERAÇÃO A Operação refere-se à formação de joint ventures entre a Prumo e a BPGIL com o objetivo de desenvolver, implementar e explorar um hub de gás natural no Porto do Açu em São João da Barra - RJ.

A operação envolve as empresas GNA Holding Company (“GNA HoldCo”) e GNA Supply & Trade Newco (“S&T NewCo”), que serão as joint ventures entre Prumo e BP, o veículo por meio do qual as Requerentes pretendem desenvolver, implementar e explorar o Projeto e os Potenciais Projetos, como definido no anexo Memorando de Entendimentos. A BP também celebrará acordos com a UTE GNA 1 para o fornecimento de gás natural liquefeito. As participações societárias antes e depois da Operação estão representadas nos diagramas abaixo: ANTES APÓS Fonte: Requerentes A Operação deverá ter ainda a autorização da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) para a transferência da localização do Projeto UTE GNA 1 para o Porto do Açu, assim como para a (i) a transferência do Contrato de Compra de Energia para a empresa que irá desenvolver, construir e operar a UTE GNA 1 o Terminal de Regaseificação de GNL; e (ii) a construção e operação do Projeto da termoelétrica UTE GNA 1. O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) deverá confirmar a possibilidade de conexão do Projeto UTE GNA 1 ao sistema de rede. IV. ENQUADRAMENTO LEGAL (ART. 8º, RES. CADE Nº 2/2012) III - baixa participação de mercado com sobreposição horizontal. V.

Aspectos Formais da Operação Quadro 2 - Efeitos da operação Sobreposição horizontal Sim geração energia elétrica Sim (Potencial) gás natural) Integração vertical - Setor em que há sobreposição horizontal ou integração vertical Gás natural e energia elétrica Participações de mercado Reduzidas VI. Considerações sobre a Operação Conforme as Requerentes, o projeto consiste, na primeira fase, na construção e desenvolvimento, pela GNA HoldCo, das seguintes infraestruturas fundamentais: (i) Terminal de Importação de GNL (onshore e offshore) para descarga de GNL de transportadores de GNL (embarcações especiais equipadas com tanques criogênicos), e para armazenamento e regaseificação de GNL, além de acesso a uma rede de gasodutos – por meio dos gasodutos Cabiúnas (“GASCAV”) – que conecta o terminal a usinas a gás natural que servirão como âncoras de consumo do GNL; (ii) Planta de energia alimentada por gás natural do projeto (“UTE GNA 1”). Em uma segunda fase, a joint venture poderá desenvolver outras usinas a gás natural (UTEs) e expandir suas atividades para atrair e processar gás natural offshore, o que pode envolver a construção e o desenvolvimento da seguinte infraestrutura fundamental: (i) Gasodutos Goytacazes (“GASOG”), ligando o Porto do Açu aos gasodutos Cabiúnas (“GASCAV”), no município de Campos dos Goytacazes; (ii) Gasodutos Integração Norte Fluminense (“GSINF”), ligando o Porto do Açu ao Terminal Cabiúnas (“TECAB”), no município de Macaé;

(iii) Uma instalação de processamento de gás natural (NGPU); (iv) Uma conexão de gasoduto para exportação atravessando o município de Macaé; (v) Um PLEM (Pipeline End Manifold) para receber gás natural de gasodutos offshore ligados às bacias de Campos e Santos; (vi) Uma Planta de Processamento de Gás Natural Modular (Modular Natural Gas Processing Plant) para processar gás natural offshore de modo a remover suas impurezas do fluxo de gás, particularmente líquidos de gás natural (“LGN”) (propano, butano e gasolina natural) e, possivelmente, realizar vendas domésticas e exportação de LGNs usando Infraestrutura de Terminal de GNL. Após a construção e o desenvolvimento das infraestruturas fundamentais descritas acima, a joint venture, em estágios mais avançados, poderá, ainda: (i) Importar, armazenar e regaseificar GNL por meio do Terminal de Importação de GNL, inclusive para alimentar as usinas a gás natural do Terminal de Gás Natural, que poderão ser seus principais consumidores de GNL (inicialmente, UTE GNA 1); (ii) Realizar vendas domésticas de energia elétrica produzida pelas usinas a gás natural; (iii) Realizar vendas domésticas de gás natural para grandes consumidores industriais de gás natural e para empresas de distribuidoras de gás locais. Em um estágio mais avançado, a joint venture poderá, ainda, expandir suas atividades para:

(i) Receber gás natural offshore através de gasodutos offshore ligando o Porto do Açu às bacias de Campos e de Santos, inclusive para alimentar usinas a gás natural no hub de Gás Natural; Processar gás natural offshore para remover impurezas do fluxo de gás, particularmente líquidos de gás natural – LGN (propano, butano e gasolina natural); e (iii) Vendas domésticas e exportação de LGNs. Tendo em vista que o Grupo BP opera três unidades de bioetanol no Brasil (duas em Goiás e uma em Minas Gerais), por meio das quais exporta energia derivada de resíduos de cana-de-açúcar à rede local, há sobreposição horizontal com as atividades da UTE GNA1 no setor de geração de energia elétrica. Considerando a capacidade potencial de 1.238 MW da UTE GNA e de (ACESSO RESTRITO AO CADE E BPGIL) de capacidade instalada das Usinas da BP, as Requerentes compilaram as participações conjuntas das Partes no setor de geração de energia em cenários condizentes com a jurisprudência do CADE[1]: [ACESSO RESTRITO AO CADE E À BPGIL] As participações conjuntas das Requerentes são bastante reduzidas num cenário pós-operação, não ultrapassando, portanto, 20% em nenhum dos diversos cenários de geração de energia elétrica, o que descarta preocupações de ordem concorrencial advindas dessa atividade.

Em relação às atividades relacionadas ao gás natural, as Requerentes informaram que as Partes não produzem gás natural no Brasil, apesar de o grupo BP ter participação em diversos blocos de concessão em estágio pré-operacional, de exploração/desenvolvimento. As Requerentes argumentaram que qualquer relação de vertical entre as atividades do grupo BP e da joint venture não seria motivo de preocupação concorrencial pelos seguintes motivos: i) o domínio da Petrobras, que é responsável pela produção de aproximadamente 94% do gás natural e a única importadora de GNL no Brasil, o que daria pouco poder à BP de influenciar o mercado, mesmo que todas as áreas de exploração da BP estivessem em plena operação; ii) baixa participação da BP na concorrência global, já que Grupo BP produziu menos que 0-10% [ACESSO RESTRITO AO CADE E À BPGIL] do gás natural produzido no mundo e respondeu por apenas 0-10% [ACESSO RESTRITO AO CADE E À BPGIL] dos 2,952 bilhões de m³ de GNL importados pelo Brasil em 2016; iii) concorrência de outros terminais de GNL em operação no Brasil, como os de Pecém (CE), Aratu (BA) e Guanabara (RJ), e, pelo menos, doze projetos para o desenvolvimento de terminais de GNL no Brasil, além do Terminal de Gás Natural. Sobre a possível integração vertical entre as atividades da termelétrica e as atividades do grupo BP, as Requerentes alegaram que "esta não seria capaz de gerar preocupações concorrenciais" pelos seguintes motivos:

i) há ampla disponibilidade de insumos, já que em 2016, o Brasil produziu um total de 37,9 bilhões de m³ de gás natural e importou 13,32 bilhões de m³ (dados informados pelas Requerentes); ii) o desenvolvimento do hub de Gás Natural representaria uma iniciativa greenfield que aumentaria o acesso de consumidores brasileiros a gás natural estrangeiro; e iii) a média de consumo de gás da UTE GNA I, de [ACESSO RESTRITO][2] não seria relevante frente ao total de gás consumido no país (pouco mais de [ACESSO RESTRITO] da demanda nacional). Tendo em vista que o grupo EIG possui participação no gasoduto Bolívia-Brasil e que o grupo BP possui participação nas importações de GNL, aliado ao fato de que estão previstas fases em que a JV atuará no processamento, transporte e distribuição de GNL e LGN, foram solicitadas mais informações a respeito das capacidade de processamento, escopo e horizontes do projeto do hub, relativos ao mercado de gás. As Partes esclareceram que o hub de gás natural ainda é uma mera proposta de infraestrutura. A capacidade do hub de gás natural será decorrente dos ativos a serem desenvolvidos e, portanto, por ora não é possível precisá-la; inclusive, indicaram não possuir informações precisas sobre quais LGNs seriam produzidos ou comercializados em ligação com a Operação, tampouco possuem estimativas da produção total desses produtos.

Quanto aos horizontes de projeto, informaram que a primeira fase do projeto, que envolve a entrada em operação da UTE GNA 1, deverá ocorrer apenas em 2021. Quanto às demais fases, as Requerentes informaram que se encontram em estágios muito preliminares e ainda não têm previsão de entrada em Operação. Também esclareceram que o hub de gás natural da GNA HoldCo irá operar um terminal de regaseificação de GNL por meio de suas subsidiárias. Contudo, o terminal apenas presta um serviço para o dono do gás e que a GNA HoldCo e suas subsidiárias serão apenas prestadoras de serviço. Por seu turno, a S&T poderá ter papel de trader ou de fornecedora, a depender da oportunidade no futuro e se a S&T terá capacidade financeira para adquirir e vender outros Produtos de commodity de terceiros antes de fornecer ao consumidor final. Além disso, ressaltaram que o projeto [ACESSO RESTRITO]. Entretanto, informaram que a estrutura do terminal de GNL, constante da Licença Ambiental Prévia em obtenção perante o INEA, equivaleria, inicialmente, a um acréscimo de capacidade de aproximadamente [ACESSO RESTRITO] desse tipo de infraestrutura no Brasil. Segundo a ANP, a capacidade de processamento gás natural, por dia, em 2016, foi de de 95,6 MM m3/dia e a produção total foi de 37,9 bilhões de m³ de gás natural[3].

Assim, a participação do hub seria de aproximadamente 0-10% [ACESSO RESTRITO] e o acréscimo de capacidade previsto 2,2 bi de m3 corresponderia a 0-10% [ACESSO RESTRITO] em relação à produção total em 2016. Assim, tendo em vista que o projeto objeto da operação é pré-operacional e greenfield, cujo início de operação da primeira fase está previsto apenas para 2021 e que as capacidades informadas pelas partes não são significativas em relação às capacidades de produção e processamento de gás natural atual no Brasil, aliado a todas as demais explicações contidas neste parecer, esta SG conclui que a operação não tem potencial de gerar efeitos anticoncorrenciais nos mercados afetados. VII. Cláusula de Não-Concorrência Conforme as Requerentes: [ACESSO RESTRITO] VIIi. Recomendação Aprovação sem restrições. Encaminhe-se ao Sr. Superintendente-Geral. [1] AC nº 08700.000454/2015-90; 08700.000763/2015-60 e 08700.002372/2016-61. [2] Conforme explicaram as Requerentes, "a Prumo estima que a usina não despachará em sua capacidade total 100% do tempo, mas, mais provavelmente, apenas cerca de 30% do tempo. No entanto, ainda que ela despachasse 100% do tempo - o que é um cenário improvável -, a GNA UTE I consumiria até [ACESSO RESTRITO], considerando-se a capacidade instalada de aproximadamente 1,3 GW autorizada pela Aneel. [3] Anuário Estatístico ANP (http://www.anp.gov.br/WWWANP/publicacoes/anuario-estatistico/3819-anuario-estatistico-2017)