Geração de Energia Elétrica

SEI/CADE - 0459984 - Nota Técnica NOTA TÉCNICA Nº 5/2018/CGAA4/SGA1/SG/CADE INQUÉRITO ADMINISTRATIVO Nº 08700.009007/2015-04 Representantes: Empresa Produtora de Energia Ltda. (“EPE”), legalmente sucedida por Âmbar Energia Ltda. (“Âmbar”); e Gasocidente do Mato Grosso Ltda. (“GOM”) Advogadas/os: Juliano Souza de Albuquerque Maranhão e outras/os Representadas/os: Petróleo Brasileiro S.A. (“Petrobras”) Advogadas/os: Bolívar Moura Rocha e outras/os EMENTA: Inquérito Administrativo para Apuração de Infrações à Ordem Econômica. Representantes: Empresa Produtora de Energia Ltda., legalmente sucedida por Âmbar Energia Ltda.; e Gasocidente do Mato Grosso Ltda. Representada: Petróleo Brasileiro S.A. Suposta prática de recusa de contratação e discriminação de adquirentes. Mercados de gás natural e energia elétrica. Conduta não configurada. Arquivamento do processo consoante art. 135, §2º c/c art. 139 §3º do Regimento Interno do CADE c/c art. 66 §4º da Lei 12.529/2011. VERSÃO pública I. RELATÓRIO Trata-se de Procedimento Preparatório de Inquérito Administrativo para Apuração de Infrações à Ordem Econômica originado a partir de representação protocolada em 4.9.2015 (SEI nº 0104223), pela Empresa Produtora de Energia Ltda. (“EPE”), legalmente sucedida pela Âmbar Energia Ltda. (“Âmbar”)[1] e Gasocidente do Mato Grosso Ltda. (“GOM”).

O Inquérito Administrativo foi instaurado pelo Despacho SG nº 462/2016 (SEI nº 0189067), de 18.4.2016, em virtude de denúncia de suposta prática anticoncorrencial de recusa de contratação, discriminação anticompetitiva e impedimento de constituição e funcionamento de entrante no mercado de energia elétrica a gás natural. A conduta é passível de enquadramento nas hipóteses previstas na Lei 12.529/2011, artigo 36, § 3o , incisos III (limitar ou impedir o acesso de novas empresas no mercado), IV (criar dificuldades à constituição, ao funcionamento, ou ao desenvolvimento de empresa concorrente ou de fornecedor, adquirente ou financiador de bens ou serviços), V (impedir o acesso de concorrente às fontes de insumo, matérias-primas, equipamentos ou tecnologia, bem como aos canais de distribuição) e X (discriminar adquirentes ou fornecedores de bens ou serviços por meio da fixação diferenciada de preços, ou de condições operacionais de venda ou prestação de serviços). Consta como Representada no presente feito a empresa Petróleo Brasileiro S.A. (“Petrobras”), pessoa jurídica de direito público federal, registrada no CPNJ sob o nº 33.000.167/0001-01, com sede na Avenida República do Chile, nº 65/502, Centro, Rio de Janeiro, RJ.

Em síntese, as Representantes alegam que a Petrobras estaria exercendo de maneira abusiva sua posição dominante no fornecimento de gás natural para discriminar a EPE de maneira anticompetitiva na oferta do insumo ou, ainda, para impedir a EPE de ter acesso a esse insumo essencial, que seria utilizado para oferecer concorrência à Petrobras na produção de energia elétrica. Em sua petição inicial, as Representantes apresentaram dois pedidos principais à Superintendência-Geral ("SG") do Conselho Administrativo de Defesa Econômica ("Cade"): (i) a instauração de inquérito administrativo quanto aos fatos elencados, com fundamento no art. 66 da Lei Federal nº 12.529/2011, e (ii) a adoção de medida preventiva, com base no art. 84 da mesma lei, no sentido de garantir o fornecimento de gás natural da Petrobras à EPE. Após a instauração do presente Inquérito (em 18.4.2016), a SG enviou em 22.4.2016 o Ofício nº 2092/2016/CADE à Representada, solicitando que se manifestasse quanto à instauração de Inquérito e que apresentasse informações e cópias dos contratos de fornecimento de gás natural da empresa. Em 20.5.2016, a Representada apresentou sua resposta (versão pública: SEI nº 0202410). Em 20.3.2017, as Representantes apresentaram novo pedido de medida preventiva[2] (SEI nº 0315959) com o intuito de assegurar à EPE o fornecimento gás natural boliviano em condições não discriminatórias e competitivas.

Em 4.4.2017, foi enviado à Petrobras o Ofício nº 1800/2017/CADE solicitando sua manifestação em relação ao novo pedido de medida preventiva das Representantes. Na mesma data, enviou-se à Representada o Ofício nº 1813/2017/CADE com pedido de informações sobre as condições comerciais e de precificação dos contratos de fornecimento de gás natural para usinas termelétricas. As respostas foram apresentadas pela Petrobras em 17.4.2017 (SEI nº 0325968) e em 20.4.2017 (SEI nº 0327477), respectivamente. Em 27.4.2017, as Representantes protocolaram petição (SEI nº 0329593) informando desnecessidade de apreciação da medida preventiva, uma vez que havia sido firmado com a Representada contrato para fornecimento de gás natural, mas reiterou a necessidade de seguimento do presente inquérito. Em 12.6.2017, a Petrobrás apresentou petição (SEI nº 0349573) para informar ao CADE quanto à rescisão antecipada do contrato de compra e venda de gás natural então vigente com a EPE. Por meio do Despacho SG 945 (SEI nº 0360532), a SG solicitou, em 10.7.2017, a manifestação da Procuradoria Federal Especializada junto ao CADE quanto ao teor da petição da Petrobrás protocolada em 12.6.2017 (SEI nº 0349573). A manifestação da Procuradoria foi registrada em 20.7.2017 por meio da Cota nº 2/2017/CGEP/PFE-CADE-CADE/PGF/AGU. Em 21.7.2017, houve nova manifestação da Petrobras nos autos (SEI nº 0366110), reiterando a inexistência de condutas anticompetitivas por parte da empresa.

Em 28.8.2017, as Representantes protocolaram manifestação (SEI nº 0379699) acerca da petição supracitada. Em 28.9.2017, houve nova manifestação da Representada (SEI nº 0392492). Em 17.10.2017, as Representantes apresentaram nova manifestação com pedido de concessão de medida preventiva (SEI nº 0399030). Em 23.11.2017, foi protocolada petição da Representada (SEI nº 0412795) acerca da manifestação e do novo pedido de medida preventiva apresentado pelas Representantes (SEI nº 0399030). Em 28.11.2017 houve nova manifestação das Representantes nos autos (SEI nº 0414024). Nesta petição, a Âmbar questionou os procedimentos de compliance adotados pela Petrobras e reiterou o pedido de Medida Preventiva realizado em petição de outubro de 2017. Em 22 de janeiro de 2018, a Representada protocolou nova petição (SEI 0433603). Nesta manifestação, a Petrobras apresentou esclarecimentos acerca do procedimento de Due Diligence de Integridade (DDI) adotado pela empresa, que integra seu Programa de Prevenção de Corrupção. A Representada também solicitou que se declarasse a improcedência do novo pedido de medida preventiva, bem como o arquivamento do presente feito. Em petição datada de 6.2.2018 (SEI 0439390), as Representantes reiteraram o pedido de adoção de medida preventiva com o intuito de cessar a suposta prática de recusa e discriminação no fornecimento de gás natural para a UTE Cuiabá.

Em 27 de fevereiro, a Representada protocolou manifestação SEI (0447003) acerca da nova petição da Representante. A Representada novamente solicitou que esta SG indeferisse o novo pedido de medida preventiva da Representante e solicitou, ainda, o arquivamento do presente inquérito administrativo. Em 6.3.2018, as Representantes reiteraram o pedido de medida preventiva para a cessação da suposta prática de recusa de fornecimento e discriminação no fornecimento de gás natural para a UTE Cuiabá SEI (0449957) Por fim, em 26.3.2018, foi recebida nova petição da Representada solicitando o indeferimento do pedido de medida preventiva, bem como o arquivamento do presente feito SEI (0458994). É o relatório. II. ANÁLISE II.1. Do Setor Elétrico A controvérsia do presente caso centra-se nas condições de fornecimento de gás natural como insumo à operação de uma usina termelétrica localizada em Cuiabá, MT, de propriedade das Representantes. Assim, antes de detalhar a denúncia trazida pelas Representantes e a manifestação da Representada, para melhor compreender a análise do caso, faz-se essencial conhecer os principais aspectos que norteiam o funcionamento do setor de energia elétrica no Brasil. O modelo institucional do setor de energia elétrica passou por grandes mudanças desde a década de 90.

Em 1996, houve a privatização de diversas empresas do setor e, em 2004, ocorreu a introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico, que teve como objetivos principais garantir a segurança no suprimento e promover a modicidade tarifária[3]. No Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal manteve a formulação de políticas para o setor de energia elétrica como atribuição do Poder Executivo federal, por meio do Ministério de Minas e Energia (“MME”) e com assessoramento do Conselho Nacional de Política Energética (“CNPE”) e do Congresso Nacional. Os instrumentos legais criaram novos agentes, entre eles, a Empresa de Pesquisa Energética (“EPE”), vinculada ao MME e cuja função é realizar os estudos necessários ao planejamento da expansão do sistema elétrico, e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”), que abriga a comercialização da energia, mantendo os registros comerciais e contratuais das negociações. O novo modelo preservou Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (“ONS”), responsável por coordenar e supervisionar a operação centralizada do sistema interligado brasileiro. Para acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional, além de sugerir ações necessárias, foi instituído o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (“CMSE”), também ligado ao MME. Antes do novo modelo, a maioria das atividades era estritamente regulamentada.

As companhias operadoras eram controladas pelo Estado (federal e estadual) e verticalizadas (atuavam em geração, transmissão e distribuição). Como resultado dessas reformas estruturais, os segmentos de geração, transporte e comercialização de energia foram separados, e passaram a ser administrados e operados por agentes distintos. O processo de desverticalização teve entre os objetivos efetivar e estimular a competição no setor elétrico nos segmentos nos quais a competição era possível, bem como aprimorar o sistema de regulação dos segmentos nos quais foram estabelecidos monopólios legais. Nesse contexto, os segmentos de geração e comercialização foram caracterizados como segmentos competitivos, dada a existência de muitos agentes e também pelo fato do produto, a energia elétrica, ser homogêneo, considerado uma commodity. Por sua vez, os setores de transporte da energia – a transmissão e a distribuição – podem ser considerados monopólios naturais, pois sua estrutura física torna economicamente inviável a competição entre dois agentes em uma mesma área de concessão. Nestes dois segmentos predomina o modelo de regulação de preços ou regulação por incentivos[4]. Além disso, o novo modelo instituiu dois segmentos de mercado para negociações envolvendo compra e venda de energia elétrica:

(i) o Ambiente de Contratação Regulada, que contempla a compra por distribuidoras em leilões públicos para atender aos seus consumidores cativos e (ii) o Ambiente de Contratação Livre, que compreende a compra de energia elétrica por entidades não-reguladas, tais como Consumidores Livres e comercializadoras[5]. No Ambiente de Contratação Regulada, as empresas de distribuição compram suas necessidades projetadas de energia para a distribuição a seus consumidores cativos, por meio de leilões regulados pela ANEEL e organizados pela CCEE. As distribuidoras declaram a previsão futura de suas demandas periodicamente e a CCEE organiza leilões em que participam as geradoras para fornecer sua energia elétrica. Os vencedores dos leilões são aqueles que oferecem a menor tarifa. As distribuidoras só podem adquirir energia elétrica por meio desses leilões. Para participar de leilões de energia, as usinas termelétricas devem informar antecipadamente seu custo variável de operação e seu nível de inflexibilidade. O custo variável unitário declarado pelo agente vendedor, em R$/MWh, e a inflexibilidade, em MW médios, compõem o cálculo da garantia física e do índice de custo benefício utilizado como critério de julgamento nos leilões de energia. No caso de termelétricas movidas à gás natural, o nível de inflexibilidade geralmente é decorrente da cláusula de “take or pay” do contrato de fornecimento de gás natural, que impõe o pagamento de um volume mínimo, independente do consumo[6].

A maior parte da energia elétrica gerado no Brasil provém de fontes hídricas. As usinas termelétricas contratadas para ficar à disposição do sistema elétrico recebem uma receita fixa para cobrir a remuneração do investimento, os custos fixos de funcionamento, os custos de combustível e de operação e manutenção associados à geração mínima declarada (inflexibilidade). A receita variável remunera a produção de energia acima da geração mínima, valorada pelo custo variável unitário. A energia comercializada num leilão é um percentual da capacidade de geração limitada pela garantia física da usina. O restante da energia pode ser comercializado no Ambiente de Contratação Livre (“ACL”). Visando a melhor rentabilidade do seu empreendimento, o gerador térmico deve elaborar uma estratégia de preços e quantidades de energia a serem ofertados nos leilões que considere suas restrições de custos de combustível e operação flexível. Sendo que, nessa contratação por disponibilidade de energia, os riscos decorrentes da variação da produção em relação à garantia física da usina são alocados aos agentes de distribuição e repassados aos consumidores regulados. No ACL é realizada a compra e venda de energia entre concessionárias de geração, Produtor Independente de Energia Elétrica (“PIE”), Autoprodutores, comercializadoras de energia elétrica, importadores de energia e Consumidores Livres.

As negociações podem ser simplesmente bilaterais, licitações privadas, ou através de leilões privados promovidos tanto por ofertantes (geradores ou comercializadoras), quanto demandantes (consumidores livres e comercializadoras). Os contratos são negociados com diversos prazos de fornecimento e condições de entrega. Só estão autorizados a adquirir energia nesse mercado clientes com elevada demanda, como indústrias eletro intensivas. Tais clientes têm a liberdade de comprar energia da distribuidora em cuja área de concessão o cliente está localizado ou comprar energia de qualquer agente que a oferte no mercado livre. Há, ainda, o mercado de curto prazo de energia elétrica, também administrado pela CCEE. Nesse mercado, são liquidadas as diferenças entre o que foi efetivamente consumido ou gerado e o que foi contratado. Assim, se uma geradora produz mais energia do que tem contratado, ela a vende no mercado de curto prazo (também conhecido como mercado spot). Se uma distribuidora consome mais energia do que contratou, ela deve comprar no mercado spot. O preço para essa transação é chamado de Preço de Liquidação de Diferenças (“PLD”) e é calculado semanalmente pela CCEE, com base no custo variável de operação da geração térmica mais cara disponível para participar do despacho centralizado e em uma série de outras variáveis, como condições hidrológicas, demanda de energia e preço de combustíveis.

Ressalta-se que o mercado de curto prazo foi idealizado para contemplar transações marginais, já que a maior parte da energia deveria estar contratada no mercado regulado ou no mercado livre. Embora a energia elétrica seja comercializada por meio de contratos nos ambientes livre ou regulado, a geração física de energia elétrica de cada usina é estabelecida pelo ONS. O ONS determina os despachos de cada planta de modo a otimizar o sistema e produzir a energia elétrica requerida pelo sistema brasileiro a um menor custo possível. Assim, os geradores comercializam no ACL e no ACR apenas a quantidade de energia que são autorizados a produzir. Para geração e transmissão de energia elétrica, o país conta com um sistema principal, composto por usinas, linhas de transmissão e ativos de distribuição: o Sistema Interligado Nacional (“SIN”). Além disso, há diversos sistemas de menor porte, não conectados ao SIN e, por isso, chamados de Sistemas Isolados, que se concentram principalmente na região Amazônica, no Norte do país. O ONS é responsável pela coordenação e controle da operação do SIN, realizada pelas companhias geradoras e transmissoras, sob a fiscalização e regulação da ANEEL. Entre os benefícios desta integração e operação coordenada está a possibilidade de troca de energia elétrica entre regiões. Isto é particularmente importante em um país como o Brasil, caracterizado pela predominância de usinas hidrelétricas localizadas em regiões com regimes hidrológicos diferentes.

Como os períodos de estiagem de uma região podem corresponder ao período chuvoso de outra, a integração permite que a localidade em que os reservatórios estão mais cheios envie energia elétrica para a outra, em que os lagos estão mais vazios – permitindo, com isso, a preservação do “estoque de energia elétrica” represado sob a forma de água. Esta troca ocorre entre todas as regiões conectadas entre si. Outra possibilidade aberta pela integração é a operação de usinas hidrelétricas e termelétricas em regime de complementaridade. Como os custos da produção têm reflexo nas tarifas pagas pelo consumidor e variam de acordo com a fonte utilizada, transformam-se em variáveis avaliadas pelo ONS para determinar o despacho – definição de quais usinas devem operar e quais devem ficar de reserva de modo a manter, permanentemente, o volume de produção igual ao de consumo. Como o ONS realiza o despacho das usinas no SIN de forma centralizada, a competitividade da geração elétrica depende das condições de contratação entre a oferta e a demanda e o grau de flexibilidade operacional necessária na operação. A energia hidrelétrica, mais barata e mais abundante no Brasil, é prioritária no abastecimento do mercado. As termelétricas, de uma maneira geral, são acionadas para reforçar o sistemas quando há picos de demanda (em que o consumo sobe abruptamente) ou em períodos em que é necessário preservar o nível dos reservatórios – ou o “estoque de energia”.

Em relação ao papel das usinas termelétricas na matriz de geração de energia no Brasil, é importante registrar que, durante a crise energética vivenciada pelo país em meados do ano 2000, foi instituído pelo governo federal o Programa Prioritário de Termoeletricidade (“PPT”). Esse Programa recomendou a utilização de usinas termelétricas, principalmente aquelas movidas a gás natural, de forma a propiciar condições de atendimento do mercado a curto prazo, e permitir ganhos de confiabilidade e eficiência no sistema gerador de energia elétrica. Entre outras prerrogativas, as termelétricas integrantes do programa fariam jus a garantia de suprimento de gás natural pela Petrobras, pelo prazo de até vinte anos[7]. Atualmente, o segmento de geração no Brasil é bastante pulverizado, e conta, segundo dados da ANEEL, com 4.730 empreendimentos geradores, totalizando 154.254.517 kW de potência instalada[8]. A maioria desses empreendimentos (2.926) é composta por usinas termelétricas movidas a gás natural, biomassa, óleo diesel, óleo combustível ou carvão mineral. Apesar disso, mais de 70% da potência instalada no país é de origem hidrelétrica ou de outras fontes de energia limpa, como eólica ou solar, conforme pode ser observado na tabela abaixo[9]: Tabela 1 - Empreendimentos em operação e potência instalada (junho de 2017). Fonte: Relatório de informações gerenciais Aneel, junho de 2017.

Em termos de participação de cada fonte na energia elétrica total gerada no primeiro semestre de 2017, novamente, observa-se a predominância das fontes hidráulicas, com 77,8% de participação, frente às outras matrizes energéticas. Gráfico 1 - Participação de cada fonte na geração (janeiro a junho de 2017) Fonte: Relatório de informações gerenciais Aneel, junho de 2017. Com relação às expectativas de crescimento, é importante ressaltar que o Plano Decenal de Expansão de Energia 2024 (“PDE 2024”) adotou como uma das principais diretrizes a priorização da participação das fontes renováveis para atender ao crescimento do consumo de energia elétrica no horizonte decenal, tendo em vista o compromisso brasileiro de manter seu crescimento econômico apoiado em uma matriz energética limpa[10]. Segundo o PDEE 2024, a capacidade instalada do SIN expandirá 55% em dez anos, com preponderância de geração hidrelétrica, como mostrado na figura abaixo. Gráfico 2 - Evolução da capacidade instalada no SIN (2014-2024) Fonte: PDEE 2024. De acordo com o PDEE 2024, a concretização do plano com a composição de fontes conforme esperado (predominantemente renováveis) depende principalmente da obtenção de Licenças Prévias Ambientais, de modo que as usinas indicadas possam participar dos leilões de compra de energia.

A complementação dessa expansão com termelétricas movidas a gás natural depende da disponibilidade deste combustível, da viabilidade e da competitividade dos empreendimentos no horizonte decenal. Caso este cenário não se configure, outras fontes (a exceção de óleo diesel e óleo combustível) constituirão alternativas de atendimento à demanda, frente a eventuais atrasos dos projetos indicados, dentre as quais destaca-se o carvão. Descrito o panorama do setor de energia elétrica no Brasil, passa-se à análise do caso em concreto. II.2. Objeto da Representação, histórico e evolução dos fatos Conforme mencionado, o conflito do presente caso envolve as condições de fornecimento de gás natural (“GN”) como insumo à operação de uma usina termelétrica adquirida pelas Representantes e localizada em Cuiabá, MT (“UTE Cuiabá”), com capacidade produtiva de aproximadamente 530 Mw de energia elétrica. Em resumo, as Representantes alegam que a Petrobras – supostamente monopolista no mercado de produção/importação de gás natural - estaria recusando-se a contratar o fornecimento desse insumo, por meio da imposição de condições comerciais abusivas e discriminatórias, com o intuito de excluir a UTE Cuiabá do mercado de geração de energia elétrica.

Adicionalmente, as Representantes requereram concessão de medida preventiva junto ao CADE (reiterada por diversas vezes), com o objetivo de obrigar a Petrobras a fornecer o insumo necessário para que a UTE Cuiabá possa se e se manter no mercado de produção e comercialização de energia elétrica. Conforme informado pelas Representantes, o projeto e a execução da UTE Cuiabá (um empreendimento privado) foram conduzidos pela empresa norte-americana Enron, a partir de 1997, no contexto da crise energética vivenciada pelo Brasil. O empreendimento teria sido concebido para prover grande potencial de geração energética, com elevada produtividade e eficiência, e por meio de conexão direta ao sistema produtor de gás boliviano. Assim, a UTE Cuiabá alcança o fornecedor boliviano por meio de um duto específico, formado pela junção do Gasoduto Cáceres Cuiabá (de propriedade da GOM”), em território brasileiro, com o Gasoduto Chiquito San-Matías (pertencente à GasOriente Boliviano Ltda. (“GOB”)), em território boliviano. Por sua vez, o Gasoduto Chiquito San-Matías é interligado ao gasoduto boliviano (sob a administração da estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (“YPFB”)), em território boliviano, no mesmo ponto de conexão que o Gasoduto Bolívia Brasil (“Gasbol”).

Portanto, diferentemente da maioria dos demais consumidores de gás natural no Brasil, que é abastecida por duto de transporte da Petrobras ou distribuidoras estaduais, para abastecer a UTE Cuiabá, as Representantes possuem um duto próprio que se conecta diretamente à malha da YPFB, empresa estatal controlada pelo governo da Bolívia. Além disso, o duto das Representantes não está conectado à malha integrada nacional da Petrobras, como pode ser visualizado na imagem abaixo: Figura 1: Mapa dos gasodutos provenientes da Bolívia Fonte: Petrobras, SEI nº 0110946, p. 7. Inicialmente, a usina entrou em operação utilizando o óleo diesel como insumo, em meados do ano 2000, período de grave crise energética no país. A partir de 2002, a UTE Cuiabá passou a produzir energia elétrica por meio do gás natural fornecido pela Transborder Gas Service ("TBS"), que, por sua vez, o adquiria da Empresa Petrolera Andina S.A. ("Andina"), uma companhia boliviana. Em 2007, com a nacionalização da indústria de gás natural da Bolívia, a companhia YPFB tornou-se distribuidora exclusiva de gás natural naquele país, tornando ineficaz o contrato anterior de fornecimento de gás para a UTE Cuiabá firmado entre TBS e Andina. A partir de outubro do mesmo ano, a YPFB passou a fornecer um volume de gás muito abaixo daquele previsto no contrato, até extingui-lo por definitivo de forma unilateral, o que resultou na desativação da UTE Cuiabá por mais de três anos.

Em março de 2011, diante do cenário de paralisação da usina devido à dificuldade de acesso ao GN boliviano, a EPE celebrou um Contrato de Locação e um Contrato de Manutenção e Operação da UTE Cuiabá com a Petrobras, que passou a controlar o empreendimento. Em paralelo, a Representada firmou com a YPFB acordos para garantir o fornecimento de gás à usina, que passou a ser entregue para a UTE Cuiabá por meio do sistema de gasodutos operados pela YPFB, pela GOB e pela GOM. Em maio de 2015, a J&F Investimentos S.A. ("J&F") e Zetta Lighting S.A. ("Zetta") adquiriram a UTE Cuiabá[11] e sinalizaram para a Petrobras a intenção de não prorrogar os contratos de locação e operação mencionados para então assumir a operação do empreendimento. Ato contínuo, a J&F solicitou à Petrobrás que (i) cedesse onerosamente para a EPE o contrato de fornecimento de gás assinado com a YPFB ou, alternativamente, (ii) revendesse para a EPE o gás atualmente fornecido pela YPFB para a operação da UTE Cuiabá. De acordo com as Representantes, a Petrobrás teria declarado sua intenção de renovar os contratos para operação da UTE Cuiabá, e teria supostamente sinalizado que não cederia para a EPE o contrato de fornecimento de gás com a YPFB, nem revenderia para a EPE o gás para a operação da UTE Cuiabá. A Representada teria informado que a EPE deveria realizar eventuais tratativas comerciais para obtenção de gás natural diretamente com o fornecedor boliviano.

Ainda de acordo com as Representantes, a Petrobrás também teria declarado que utilizaria de sua influência para que a YPFB deixasse de fornecer gás para a EPE. No entendimento das Representantes, esse comportamento denotaria a intenção de impedir que os novos acionistas da EPE entrassem no mercado de geração de energia elétrica, também operado pela Representada, que supostamente detém o monopólio de fato na aquisição de gás da Bolívia. De acordo com a Representação, o fornecedor boliviano adota, por política de Estado, a estratégia de fornecer gás apenas para outro Estado (apesar de a Bolívia não expor essa política formalmente). No caso do Brasil, a YPFB só venderia gás para a Petrobrás, empresa estatal assim reconhecida internacionalmente. Tanto que, de acordo com as Representantes, em um primeiro momento, o pedido de fornecimento de gás efetuado pela EPE diretamente à YPFB sequer foi respondido[12]. Embora a UTE Cuiabá não esteja ligada diretamente à malha de distribuição de gás natural da Petrobras, esta detém um duto que é interligado com o gasoduto da Bolívia no mesmo ponto de conexão do gasoduto utilizado para abastecimento da térmica em tela. Desse modo, de acordo com as Representantes, seria possível à Petrobrás determinar o local da entrega do gás que adquire da Bolívia, definindo, a seu critério, a quantidade desse gás que deve ser cedida à UTE Cuiabá e quanto deve ser destinado ao seu gasoduto (Gasbol).

De fato, enquanto era locatária do empreendimento, era dessa forma que a Petrobras procedia para obter o suprimento de gás necessário ao funcionamento da térmica. Ocorre que, conforme relatado pelas Representantes, a Petrobras teria informado que todo o gás atualmente contratado do fornecedor boliviano (por meio de um contrato firme[13], não interruptível), além de todo insumo produzido internamente, já estariam comprometidos à operação de outros empreendimentos, em acordos firmes previamente assumidos pela Petrobras com o mercado. Assim, para suprir a demanda interna, ainda é necessário à Petrobras recorrer continuamente à importação de gás natural liquefeito (“GNL”), oriundo majoritariamente do Catar e da Nigéria, via modal marítimo. Diante disso, ao longo das tratativas junto à Petrobras, a EPE propôs, em junho de 2015, para solucionar o alegado problema de escassez da matéria prima, um swap de gás como alternativa para que fosse direcionado à UTE Cuiabá parte do gás proveniente da Bolívia. Em linhas gerais, a Petrobrás entregaria à UTE o gás fornecido pela Bolívia, e a EPE entregaria à Petrobrás um volume equivalente de GNL em seu terminal de regaseificação no Rio de Janeiro.

As discussões prosseguiram e, mesmo sem alcançar um acordo sobre o fornecimento de GN necessário ao funcionamento da térmica, em 15.09.2015, a EPE notificou a Petrobras sobre o exercício de seu direito à rescisão do contrato referente à locação e operação da planta, que ocorreria 31 dias após o recebimento da notificação. Ato contínuo, as Representantes reiteraram o pedido de medida preventiva apresentado ao CADE em sua petição inicial, no sentido de garantir à EPE o suprimento de gás necessário a seu funcionamento. Diante do insucesso das negociações ocorridas nesse período, no dia 14.10.2015, sob a mediação da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis (“ANP”), foi realizada entre a Petrobras e a EPE/GOM reunião onde restou acordado entre as partes uma proposta de fornecimento de gás à UTE Cuiabá até o final do mês de dezembro de 2015. As partes também teriam se comprometido a negociar o fornecimento de gás natural para 2016, de forma a permitir a participação da EPE no mercado de geração e comercialização de energia elétrica por meio de leilão organizado pela ANEEL, no Ambiente de Contratação Regulada, em conformidade com a Portaria nº 428 de setembro de 2015, do Ministério de Minas e Energia.

Posteriormente, em face da publicação das condições necessárias para o fornecimento de energia no âmbito do leilão mencionado, as Representantes concluíram que seria inviável sua participação no certame, e resolveram cessar a negociação relacionada à compra e venda de gás especificamente para o leilão. De todo modo, as Representantes manifestaram interesse em negociar um novo contrato de fornecimento de gás de curto prazo, com vigência a partir de janeiro de 2016, quando expiraria o contrato firmado sob mediação da ANP. A Petrobrás então apresentou proposta de fornecimento de gás natural para um período de sessenta dias a partir de 1.1.2016, mantendo as condições comerciais do contrato ora vigente. No entendimento das Representantes, as condições propostas eram inaceitáveis, aparentemente discriminatórias, e implicariam a eliminação da EPE do mercado. Diante disso, a EPE encaminhou contraposta para aquisição de gás natural da Petrobras, sugerindo como preço de aquisição [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. Em paralelo, as Representantes novamente reiteraram o pedido de medida preventiva junto ao CADE. A Petrobrás recusou a contraproposta da EPE, argumentando que não poderia aceitar condições comercias que não fossem minimamente vantajosas, e que ainda sujeitassem a empresa a riscos desproporcionais.

De qualquer forma, retomado o pedido de concessão de medida preventiva junto ao CADE, em nova tratativa entre as Partes, as Representantes optaram por contratar o fornecimento do insumo até o dia 15.1.2016, tendo sido firmado então, um novo contrato de compra e venda de gás natural de curto prazo. De acordo com as Representantes, em referido contrato, pactuou-se preço muito distante daquele que foi requerido como base para a concessão da medida preventiva, a assim se deu em razão da urgência da questão e do risco iminente de a EPE ter que paralisar sua atividade. Em decorrência das tratativas entre as Partes, a Representante EPE recebeu, em data de 12.1.2017, uma nova proposta de fornecimento de gás natural, com o mesmo preço do segundo contrato de curto prazo, porém sem compromisso de retirada por parte da UTE e com maior prazo de vigência: até 31/12/2016. A EPE recusou a proposta recebida, argumentando que, em função da redução da necessidade do despacho termelétrico, o preço proposto para o fornecimento do gás imporia à EPE a sua eliminação do mercado de produção e comercialização de energia elétrica. Em 26.2.2016, a Representante EPE enviou sua contraproposta, a preço inferior, também sem compromisso de retirada (a não demanda de gás não geraria obrigação de pagamento), porém com um prazo de vigência menor, até 31.7.2016, condições que não foram aceitas pela Petrobras.

Em 3.3.2016, a Petrobras apresentou uma nova proposta, com o mesmo preço de gás natural sugerido pela EPE em 26.2.2016, todavia com vigência apenas até 31/03/2016 e compromisso de retirada mínimo pela UTE Cuiabá de 70% do volume total contratado, de forma a reduzir os riscos assumidos pela Representada com a contratação. A EPE recusou a proposta, e apresentou uma contraproposta com redução no preço em cerca de 10%, como forma de compensação das novas condições (menor prazo e take or pay de 70%), para permitir sua competitividade no mercado. A Petrobras manteve a proposta apresentada em 3.3.2016, justificando que as condições solicitadas pela EPE não seriam viáveis, visto que, novamente, não remunerariam os custos e riscos assumidos pela Petrobras com o fornecimento. Logo após essas negociações, em razão da melhora nas condições de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas no país, o ONS, seguindo orientação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, reduziu o despacho termelétrico em mais de 4000 MW médios, paralisando diversas usinas. Em 20.3.2017, aproximadamente um ano após as últimas negociações relatadas entre as partes, as Representantes juntaram nova manifestação aos autos, com pedido de medida preventiva.

De acordo com essa petição, durante todo o ano de 2016, ocorridas diversas reuniões para negociação, não houve consenso no andamento de qualquer contrato de fornecimento de gás natural entre as partes, permanecendo a UTE Cuiabá, desde o dia 15.1.16, praticamente inativa. As Representantes informaram que, após diversos contatos, obteve-se [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. Adicionalmente, as Representantes também relataram que, [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. De acordo com as Representantes, a Petrobrás não estaria retirando a totalidade do insumo a que tem direto junto ao fornecedor boliviano, de aproximadamente 31 milhões de m3 diários, e supostamente estaria impedindo que seus concorrentes o fizessem. Além disso, as Representantes relataram que a produção nacional de gás natural cresceu cerca de 12 milhões de m3 diários no segundo semestre de 2016, e que a inauguração do gasoduto Rota 2, em fevereiro de 2016, eliminou um importante gargalo de produção, ao aumentar a capacidade de escoamento do gás oriundo do pré-sal em 13 milhões de m3 dia. Segundo as Representantes, mesmo diante do aparente aumento de oferta de GN no mercado interno, e apesar de a Petrobras não estar consumindo a totalidade do insumo boliviano a que tem acesso com exclusividade, as propostas de fornecimento apresentadas pela Representada no início de 2016 não foram mantidas.

As Representantes alegaram que a Petrobrás persistiu na conduta de impossibilitar o acesso da UTE Cuiabá ao GN, dadas as condições e preços proibitivos que propõe, com o intuito de excluir a térmica concorrente do mercado de geração de energia elétrica. As Representantes argumentaram que, [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES], mesmo que a Petrobrás não demande a totalidade do gás contratado junto à empresa boliviana, isso não permitirá que a UTE Cuiabá concorra nos próximos leilões de energia que eventualmente sejam lançados, visto que é necessário possuir um contrato firme e inflexível de fornecimento de gás natural. No entendimento das Representantes, a postura da Petrobras de dificultar a entrada da térmica em questão no mercado de geração de energia elétrica deriva da posição dominante da Representada no mercado de gás natural, e a racionalidade decorre da sua verticalização. O cenário, de acordo com as Representantes, pode assim ser sumarizado: A Petrobrás detém o monopólio de fato na aquisição do gás boliviano; Esse insumo é indispensável para a entrada no mercado de termelétricas; A EPE, para a sua entrada ou manutenção no mercado, depende exclusivamente do fornecimento do gás proveniente da Bolívia, dada a infraestrutura a que está ligada (para a EPE, o gás boliviano, além de ser indispensável, é também insubstituível);

O não fornecimento, pela Petrobrás, desse gás, impede a entrada e/ou manutenção da EPE no mercado de produção e comercialização de energia elétrica, colocando em ainda maior risco o setor energético brasileiro; A Petrobrás, conforme ela mesmo adjetiva, atua na produção de energia elétrica de forma relevante e recusando-se a fornecer o insumo gás boliviano, impede o implemento de competição no mercado de produção e comercialização de energia elétrica; A Petrobrás, além do monopólio de fato na aquisição do gás boliviano, detém, com exclusividade, no Brasil, infraestrutura para a produção de insumo substituto ao gás boliviano, qual seja, o gás regaseificado, operando, inclusive, com capacidade ociosa nesse setor; Para o gás regaseificado, a Petrobrás detém infraestrutura que permite colocá-lo em sua malha de gasodutos, podendo distribuí-lo em todos os territórios ligados a essa malha, substituindo, assim o gás natural boliviano, que é insubstituível para a EPE Cuiabá, dada a infraestrutura a que está atrelada;

Dessa forma, não depende a Petrobrás, com exclusividade, do gás que adquire da Bolívia (que, a bem da verdade, não tem sido utilizado com completude), e que é o único que pode chegar até a planta das Representantes, para o cumprimento de contratos já firmados e/ou mesmo para a sua atuação verticalizada, conforme inicialmente alegou e depois retificou inclusive por meio dos contratos de curtíssimo prazo firmados com a Representante para o fornecimento firme do gás boliviano; A Petrobrás não tem se utilizado de todo o montante de gás boliviano a que tem acesso, conforme contrato com exclusividade que mantém com a YPFB e, de outro lado, tem insistido na conduta de dificultar o acesso a esse insumo por suas concorrentes no mercado de energia elétrica: [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. Não poderá a EPE manter qualquer competição no mercado de energia elétrica caso não detenha um contrato firme e não interruptível de fornecimento de gás natural, quando, além de poder colocar em atividade a sua planta, poderá participar de leilões de energia; Há prova cabal e irrefutável dos argumentos trazidos a essa E. SG, dado que a totalidade do insumo disponível na Bolívia está comprometido com a Petrobrás que, repise-se, não tem dele se utilizado; A Petrobrás, em razão da maior produção nacional, tem aumentado, consideravelmente e constantemente, acesso ao gás natural nacional;

Não depende a Petrobrás do gás boliviano para anteder ao montante contratado para o fornecimento desse insumo para terceiros ou para o exercício da sua própria verticalização. Diante desse cenário, as Representantes apresentaram ao CADE, em março de 2017, novo pedido de medida preventiva com o intuito de: (...) impedir a Petrobrás a demandar, de acordo com o contrato de fornecimento que mantém com a YPFB, montante superior ao objeto do contrato decrescido de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] quando então poderá a EPE participar ativa e competitivamente no mercado de produção e comercialização de energia elétrica, habilitando-a, inclusive, a participar de leilões públicos de energia elétrica e instalando a necessária e desejada competição nos certames, em atendimento, inclusive, ao interesse público contido no setor. Supletivamente, seja deferida medida preventiva para obrigar a Petrobrás a fornecer o gás natural boliviano, em condições não discriminatórias e competitivas, levando-se em conta as informações constantes nesses autos e outras de conhecimento dessa E. Superintendência Geral nos seguintes termos e condições: [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] Após algumas rodadas de negociação, em 13.4.2017, foi firmado entre a Âmbar Energia, sucessora legal da EPE, e a Petrobras um novo contrato de compra e venda de gás natural na modalidade firme inflexível, com o objetivo de atender a UTE Cuiabá.

De acordo com a Âmbar, o contrato teria sido firmado em bases não razoáveis, mas aceitas pela Representante provisoriamente para permitir o acesso imediato ao insumo necessário à atividade da UTE Cuiabá. Em síntese, o contrato previa o fornecimento de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] de m3 diários de gás natural para a térmica em tela, na modalidade [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES], para o período de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. O preço de aquisição pactuado entre as Partes foi de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] superior ao montante pago pela Petrobras à YPFB, acrescido de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES], aproximadamente, relativos ao encargo tributário decorrente do fornecimento. Foi pactuado um take or pay de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES], com prazo de make up de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES], o que, de acordo com a Âmbar, seria um prazo bastante restrito, e muito menor do que aquele constante no contrato entre a YPFB e a Petrobras. Todavia, em 8.6.2017, a Petrobras informou à SG que na mesma data havia notificado a Âmbar, pertencente ao grupo econômico J&F, acerca da extinção antecipada do referido contrato, devido à violação de cláusula contratual pertinente à legislação anticorrupção vigente. Desse modo, atualmente não há contrato em vigor entre a Âmbar e a Petrobras para fornecimento de gás natural à UTE Cuiabá. II.3.

Da manifestação da Representada Entre suas alegações, a Petrobras argumenta que a questão não seria concorrencial, mas sim de natureza puramente comercial privada, pois o fornecimento do insumo não dependeria diretamente da Representada e poderia ser obtido por outros meios. De todo modo, a Representada afirma que em nenhum momento se recusou a negociar com as Representantes na tentativa de buscar novas alternativas para o funcionamento da usina, após o fim da vigência do contrato de locação que possuía para operar e manter a planta. Em resumo, a Petrobras argumenta que foram celebrados dois acordos de curto prazo para fornecimento de gás natural à térmica de Cuiabá entre outubro de 2015 e janeiro de 2016, com preços baseados no custo de aquisição de GNL no mercado. Após essa data, de acordo com a Representada, apesar das intensas negociações ocorridas entre as partes, não houve acordo em torno do suprimento de GN até abril de 2017, pois, no entendimento da Petrobras, as condições comerciais pleiteadas pela EPE (baseadas nas condições comerciais de aquisição do gás boliviano) não eram minimamente vantajosas e sujeitavam a empresa à risco desproporcional.

A Representada alega que a totalidade do gás natural boliviano por ela contratada junto à YPFB estaria compromissada com o mercado brasileiro por meio de contratos de longo prazo, assim como a totalidade do gás produzido pela Petrobras no Brasil, e que uma parcela relevante da demanda de gás natural no país já é atendida com volumes de GNL importados pelos Terminais de Regaseificação. De acordo com a Representada, foi proposto, por diversas vezes, a utilização da mesma composição de preços do gás comercializado com os demais agentes do mercado, a partir da adoção de sua nova política de preços, o que foi reiteradamente rejeitado pela EPE. Segundo a Petrobras, as propostas respeitavam a realidade do mercado, na medida em que refletiam um balanço de oferta e demanda de gás natural dependente da aquisição de GNL, sinalizando adequadamente o valor de um insumo caro e escasso. A Representada ressalta que, após diversas rodadas de negociação, celebrou com a Âmbar, na data de 13.4.2017, um novo contrato para fornecimento de GN à UTE Cuiabá, viabilizado unicamente por mecanismos de mercado (preços de aquisição do GNL), sem relação com os termos propostos pelas Requerentes em seus pedidos de medida preventiva, e nem com uma eventual aceitação destes termos pelo CADE.

Adicionalmente, a Petrobras reitera que não há dependência da EPE frente ao gás boliviano por ela fornecido, visto a existência de alternativas de fornecimento de matéria-prima, como o óleo diesel, já que a térmica seria bicombustível, ou ainda considerando a possibilidade de contratar o suprimento diretamente com o fornecedor boliviano, ou mesmo com a Companhia Distribuidora Local. A Representada ainda acrescenta que, consoante precedentes do CADE, em qualquer cenário de mercado relevante que se queira adotar, o percentual de participação da UTE Cuiabá é inexpressivo. Dessa forma, segundo a Representada, seria totalmente desarrazoado cogitar a produção de efeitos anticompetitivos como decorrência de uma suposta recusa de contratar da Petrobras, na forma de restrição de oferta e eventual aumento de preços no mercado de geração de energia elétrica. II.4.Da suposta recusa de contratar Conforme relatado, as Representantes sustentam que a Representada tem incorrido reiteradamente na conduta de recusa de contratar, por meio da suposta imposição de condições comerciais abusivas e discriminatórias. Inicialmente, cumpre analisar se os fatos trazidos ao conhecimento da Superintendência Geral constituem indícios de práticas anticoncorrenciais, nos termos da Lei nº 12.529/2011. Em geral, uma empresa pode decidir livremente com quem deseja manter relações comerciais.

Todavia, a conduta de recusa de contratar pode constituir uma infração à ordem econômica na medida em que tenha por objeto ou possa produzir os efeitos indicados no artigo 36 da Lei nº 12.529/2011, quais sejam: (i) limitar, falsear ou de qualquer forma prejudicar a livre concorrência ou a livre iniciativa; (ii) dominar mercado relevante de bens ou serviços; (iii) aumentar arbitrariamente os lucros; ou (iv) exercer de forma abusiva posição dominante. A jurisprudência do Cade[14] indica que a recusa de contratar é lícita se não resultar na tentativa de dominação de mercado ou eliminação da concorrência. De todo modo, a recusa de contratar é particularmente preocupante quando um agente verticalizado com posição dominante em alguma das etapas da cadeia produtiva se recusa: (i) a ofertar um insumo essencial a um agente no downstream; ou (ii) a adquirir produtos/serviços de um agente no upstream, de modo a eliminar a concorrência nesse mercado[15]. Assim, vale dizer, a norma concorrencial tem o objetivo não de proteger determinado agente econômico no mercado à jusante, mas sim o ambiente concorrencial nessa etapa da cadeia produtiva. Portanto, neste caso, para se verificar se existe uma infração à ordem econômica, é necessário investigar (i) se houve recusa de contratar; (ii) caso constatada a recusa de contratar, se existia uma obrigação de fornecimento, por qualquer motivo;

(iii) se era razoável a conduta do agente econômico que recusou a venda, do ponto de vista de sua estratégia comercial; (iv) se havia intenção de dominar mercado ou eliminar a concorrência; e (v) quais seriam os efeitos potenciais da conduta. De acordo com as normas do SBDC, as restrições verticais são anticompetitivas quando implicam a criação de mecanismos de exclusão dos rivais, seja por aumentarem as barreiras à entrada de outras empresas, seja por elevarem os custos dos competidores; ou ainda quando produtores, ofertantes ou distribuidores - com significativo poder de mercado - impõem restrições sobre os mercados relacionados verticalmente ao longo da cadeia produtiva. As práticas verticais pressupõem, em geral, a existência de poder de mercado na origem, bem como efeito sobre parcela substancial do mercado verticalmente relacionado - sobre o qual recai a suposta conduta -, de modo a configurar risco de prejuízo à concorrência. Destarte, para a aplicação de uma norma antitruste, é necessário delimitar o escopo onde ocorre a concorrência relacionada à prática que está sendo investigada, caracterizando-se os agentes e mercados envolvidos. Sendo assim, tem-se que o ordenamento concorrencial[16] elenca basicamente três etapas para se identificar se uma prática constitui ou não uma infração à ordem econômica. A primeira consiste em caracterizar a conduta, identificando sua natureza e definindo seu enquadramento legal.

Nessa etapa, também se verifica a existência de evidências suficientes nos autos do processo investigativo. Em seguida, passa-se à análise da posição dominante, por meio da delimitação do mercado relevante, da análise das participações de mercado dos agentes e da avaliação das condições concorrenciais efetivas e potenciais (barreiras à entrada). A terceira etapa examina a conduta propriamente dita: avalia os danos e/ou benefícios trazidos pela prática no mercado relevante e sua racionalidade econômica. Por fim, de acordo com o princípio da razoabilidade, condena-se as condutas cujos efeitos anticompetitivos não sejam suficientemente compensados por possíveis benefícios/eficiências. Assim, apenas quando a conduta unilateral é abusiva e produz efeitos líquidos negativos ao mercado (mesmo que potenciais) é que ela pode ser considerada ilícita. No caso em tela, a suposta conduta imputada à Representada consiste na recusa de fornecimento do gás natural necessário ao funcionamento da usina termoelétrica das Representantes, em bases isonômicas e não discriminatórias. Primeiramente, é preciso reconhecer que a UTE Cuiabá foi, de fato, concebida para operar de forma independente da malha de distribuição construída e operada pelo sistema Petrobras, sendo conectada diretamente ao fornecedor boliviano.

Dessa forma, a térmica tornou-se vulnerável às políticas do governo da Bolívia e às diretrizes e condições de operação estabelecidas pela empresa YPFB, tanto que ficou paralisada por mais de três anos, até que a Petrobras passou a operar a planta por meio de um contrato de locação com os antigos proprietários da EPE (a partir de 2011 e até o final de 2015, quando foi notificada pelos atuais proprietários da rescisão antecipada do contrato de locação). Diante da dificuldade de obter o gás natural diretamente do fornecedor boliviano, e considerando que a Representada, durante o período que controlou a planta, conseguiu abastecê-la com o insumo necessário, as Representantes passaram a negociar o fornecimento do GN diretamente com a Petrobras, que, supostamente, seria monopolista na distribuição desse insumo em território nacional. Com efeito, a questão do monopólio de fato da Petrobras no fornecimento de gás natural e a realidade de que os agentes privados em geral não conseguem acesso ao gás boliviano atualmente, conforme alegado pelas Representantes, é algo conhecido no mercado, como vem apontando a instrução desta SG em outros casos do mesmo setor em trâmite no órgão.[17] Portanto, o argumento da Representada de que a EPE poderia obter gás diretamente da fornecedora boliviana é controverso.

Como visto, muito embora as Representantes tenham conseguido, após longas negociações, celebrar um contrato de fornecimento com YPFB, as prioridades estabelecidas pela estatal boliviana restringem sobremaneira a possibilidade de sobra de gás para o abastecimento da UTE Cuiabá. Em que pese a Representada ainda argumentar que a térmica, por ser bicombustível, não dependeria do GN fornecido para Petrobras para operar, outro ponto de conhecimento notório consiste no fato de que a operação com óleo diesel é muito mais onerosa para a empresa produtora de energia elétrica, sendo assim, é de se questionar em que medida esse combustível é realmente um substituto em termos concorrenciais. Some-se a isso os custos decorrentes de toda a readaptação necessária para que a planta volte a operar com óleo diesel. Por outro lado, apesar de as características estruturais do projeto sujeitarem a UTE Cuiabá à dependência do gás natural boliviano, não se pode ignorar que a malha da Petrobras está interligada ao gasoduto da YPFB, em território boliviano, no mesmo ponto de conexão em que as Representantes possuem seu duto próprio. Com efeito, era por esse duto que a Petrobras recebia o gás necessário para operar a termoelétrica no período em que foi sua locatária.

Todavia, é importante analisar em que circunstâncias o fornecimento de GN boliviano era viabilizado enquanto a Representada controlava o empreendimento em questão, e como essas condições poderiam ser replicadas para permitir a continuidade da operação da térmica nesse momento, sob operação dos novos proprietários (Grupo J&F). Para o abastecimento da UTE Cuiabá enquanto a Petrobras era sua locatária, celebrou-se com a YPFB, em 13.9.2011, um aditivo contratual específico ao Contrato de Compra e Venda de Gás Natural (“GSA”) já existente entre a Petrobras e YPFB[18]. Esse aditivo previa a inclusão, inicialmente pelo prazo de um ano, de um novo ponto de entrega (Ponto de Entrega de San Matias), localizado na fronteira boliviano-brasileira, no início do gasoduto operado pela GOM. Esse instrumento permitiu a entrega de parte do volume de gás (2,24 MM m3/dia) do total já contratado pela Petrobras junto à YPFB, de modo a viabilizar o atendimento da térmica. Expirado o primeiro período de vigência, o aditivo foi então renovado por mais um ano (até 12.09.2013). Após essa data, a Petrobras relata ter enfrentado dificuldades para a prorrogação do acordo, bem como para a celebração de um possível contrato específico para fornecimento de GN à térmica, devido a controvérsias existentes no âmbito do GSA.

Posteriormente, a Petrobras logrou êxito em firmar com a YPFB um contrato de fornecimento interruptível, com vigência de 20 dias, que foi então prorrogado por 20 dias adicionais, possibilitando a operação da UTE Cuiabá durante o período de 15.2.2014 a 26.3.2014. Após essa data, tendo em vista que não foram resolvidas as controvérsias existentes, o fornecimento de gás à térmica foi interrompido. Já em 16.4.2014, Petrobras e YPFB celebraram os seguintes acordos para o suprimento de gás à UTE Cuiabá (i) contrato de fornecimento interruptível até 31.12.2016, o que significa que inexistiam obrigações tanto na entrega do produto pelo fornecedor (YPFB) como no recebimento pelo comprador (Petrobras); e (ii) Aditivo ao GSA, que reincluiu o Ponto de Entrega de San Matias no GSA, permitindo que parte do volume referente a esse contrato fosse destinado à UTE Cuiabá, também com vigência até 31.12.2016. Assim, depreende-se que o contrato interruptível mencionado não oferecia qualquer garantia de fornecimento de gás, o que significa dizer que a YPFB poderia não atender às quantidades solicitadas pela Petrobras sem incorrer em qualquer penalidade.

Por essa razão, ainda que a Representada revendesse o gás objeto deste Contrato às Representantes, não seria possível à Petrobras assumir um compromisso firme de fornecimento para a UTE Cuiabá (condição necessária para participação em leilões de energia lançados pelo governo), já que ficaria responsável pelo risco da descontinuidade do fornecimento perante o setor elétrico, com as penalidades daí decorrentes. Nesse ponto, cabe esclarecer que o pleito inicial da EPE era que a Petrobras cedesse onerosamente às Representantes o contrato de fornecimento de gás assinado com a YPFB ou, alternativamente, revendesse para a EPE o gás então fornecido pela YPFB para a operação da UTE Cuiabá. Quanto à cessão do contrato, a Petrobras então informou às Representantes sobre a impossibilidade de transferir, de forma unilateral, o acordo firmado com a YPFB. Nesse caso, a cessão dependeria do aval da estatal boliviana, que possui a prerrogativa de estabelecer relações comerciais com qualquer cliente, independente da vontade da Petrobras. Assim, de acordo com a Petrobras, as Representantes poderiam contratar o fornecimento de gás diretamente com a YPFB. Nesse ponto, cabe registrar que a Representada refuta a afirmação a ela atribuída de que “envidaria todos os esforços para não permitir que a EPE adquira gás natural diretamente da Bolívia”. De fato, não há nos autos qualquer prova de que tal afirmação existiu.

Em relação ao pleito para que a Representada revendesse o gás natural oriundo do GSA, a Petrobras informou às Representantes que a importação de gás boliviano estaria comprometida com acordos firmes previamente assumidos com o mercado, o que também reforçaria a impossibilidade de sub-rogação dos contratos de gás celebrados com a YPFB. Desse modo, caso a Representada transferisse às Representantes o aditivo assinado com a YPFB, de forma que parte do volume de gás contratado com a Bolívia desde 1996 por meio do GSA fosse cedido à EPE, a Representada seria obrigada a compensar a quantidade de GN desviada para a UTE Cuiabá com a aquisição de GNL importado para atender à demanda dos demais empreendimentos já comprometidos com fornecimento pela Petrobras. Isso porque a produção nacional de GN e o volume fornecido pela Bolívia historicamente não são suficientes para atendimento da demanda interna, como poderá ser observado em maiores detalhes por meio dos balanços de gás natural divulgados pelo MME, apresentados em seção posterior. De fato, com o aumento da utilização do gás natural como insumo energético no Brasil, desde 2008 que a Petrobras se vê obrigada a importar GNL para suprir a totalidade da demanda interna por GN. Desse modo, mesmo diante de um significativo aumento da produção nacional, a empresa permanece deficitária em gás natural como se verá em maiores detalhes adiante.

Diante desse balanço deficitário, a Petrobras argumenta que os novos contratos de fornecimento de gás natural deveriam ter os preços lastreados em GNL importado, mais caro que o insumo atualmente obtido da Bolívia. Com efeito, essa sempre foi a premissa adotada pela Representada durante as tratativas com a EPE sobre o fornecimento de GN à térmica de Cuiabá. Se, por um lado, a Representada defendia um acordo com preços lastreados no custo de aquisição do GNL no mercado, por outro, as Representantes requeriam condições comerciais baseadas no custo de aquisição do gás boliviano, que fisicamente abastece a planta. As discussões entre as partes prosseguiram sem que houvesse consenso, até que, sob mediação da ANP, EPE e Petrobras firmaram um primeiro contrato de curto prazo para fornecimento de gás à UTE Cuiabá, com vigência de 20.10.2015 a 14.1.2015[19]. Em nova tratativa entre as partes, as Representantes optaram por firmar um novo contrato que previa o fornecimento do insumo até o dia 15.1.2016. Em paralelo, Petrobras e EPE também negociaram um acordo para fornecimento firme de gás natural ao longo de 2016, de forma a permitir a participação da UTE Cuiabá no mercado de geração e comercialização de energia elétrica por meio de leilão. Diante do cenário de escassez de GN boliviano declarado pela Petrobras, a EPE propôs um swap de gás como alternativa para que fosse direcionado à UTE Cuiabá parte do gás proveniente da Bolívia.

Relembrando, a Petrobrás entregaria à UTE o gás fornecido pela Bolívia, enquanto a EPE entregaria à Petrobrás um volume equivalente de GNL em seu terminal de regaseificação no Rio de Janeiro. À época, a Petrobras afirmou que se tratava de operação sem precedentes no mercado brasileiro, e que por isso seriam necessários maiores estudos e esclarecimentos. De todo modo, as negociações avançaram tendo como base o preço do GNL negociado pela própria EPE, no contexto de uma possível operação de swap de gás. Entretanto, com a publicação das condições necessárias ao fornecimento de energia previstas para o leilão mencionado, as Representantes concluíram que seria inviável sua participação no certame, e decidiram cessar a negociação relacionada à compra e venda de gás especificamente para o leilão. Como visto, apesar de interrompida a negociação de fornecimento de GN para permitir a participação da UTE Cuiabá no leilão mencionado, diante do fim da vigência do segundo contrato de curto prazo firmado, as partes deram seguimento às tratativas para celebrar um novo instrumento de compra e venda de gás que permitisse o funcionamento da térmica, ainda que apenas no mercado de contratação livre ou no mercado spot. Conforme atestado nos autos, foram diversas reuniões entre as partes, duas reuniões perante a ANP, além de várias correspondências trocadas acerca das negociações[20].

Conforme relatado na seção II.2, ao longo dos três primeiros meses de 2016, houve algumas propostas e contrapropostas de ambas as partes. De um lado, a Petrobras defendia um acordo com preços baseados em GNL importado (em conformidade com os dois primeiros acordos firmados), de outro, a EPE pleiteava valores com base no acordo vigente entre a Petrobras e a YPFB, acrescidos de uma margem. De acordo com as informações prestadas, em proposta de 3.3.2016, a Petrobras aceitou o preço sugerido pela EPE em negociação então recente, porém, de forma a mitigar os riscos assumidos, a Representada propôs uma vigência menor, de apenas três meses, e compromisso mínimo de retirada pela UTE Cuiabá de 70% do volume total contratado. A EPE recusou a proposta e, como forma de compensar as novas condições (menor prazo e take or pay de 70%), sugeriu um preço cerca de 10% inferior. A Representada não aceitou tais condições, justificando que não remunerariam os custos e riscos assumidos com o fornecimento, e então manteve sua proposta apresentada em 3.3.2016. Logo após essas negociações, em razão da melhora nas condições de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas no país, o ONS, seguindo orientação do CMSE, reduziu o despacho termelétrico paralisando diversas usinas[21].

Tendo em vista o cenário de baixa previsão de despacho termelétrico e por considerar que as condições apresentadas inviabilizariam a operação da UTE Cuiabá, as Representantes não aceitaram a última proposta da Representada. De fato, a baixa probabilidade de despacho se reflete em menor valor de PLD e, desse modo, para a EPE não seria razoável comprometer-se com a retirada total da quantidade contratada de gás natural. Logo, não houve consenso nas negociações, permanecendo a UTE Cuiabá praticamente inativa ao longo de 2016[22]. Finalmente, após novas rodadas de negociação, em 13.4.2017 as partes firmaram um novo contrato de compra e venda de gás natural, com vigência até o final de 2017, na modalidade firme inflexível, ainda que baseado em preços não razoáveis, no entendimento da Âmbar (contrato posteriormente rescindido pela Petrobras devido à suposta violação de cláusula contratual por parte da Âmbar). Portanto, diante da sequência de fatos descritos, é possível verificar a disposição da Representada em negociar o fornecimento de gás natural para a EPE. Constata-se que houve um longo histórico de negociações recorrentes entre as partes, inclusive com a assinatura de contratos de curto prazo no final de 2015, e outro para fornecimento de gás ao longo de 2017, que somente foi interrompido pela Representada devido à suposta violação de cláusula anticorrupção pela Âmbar.

Após as negociações ocorridas no primeiro trimestre de 2016, observa-se que a não continuidade das tratativas para fornecimento do gás não ocorreu em função de recusa de contratar da Representada, mas sim da falta de consenso entre as partes, tendo em vista que o preço do gás natural proposto pela Petrobras, cujas bases refletiam o custo de suprimento por GNL (conforme acordado entre as partes em determinado momento, inclusive sob mediação da ANP), não viabilizaria a operação da térmica nas condições do mercado de energia elétrica que, naquele momento, encontrava-se em baixa. Assim, enquanto a Petrobras defendia um acordo com preços baseados em GNL importado, supostamente em conformidade com sua política vigente de comercialização de gás natural, a Âmbar, por julgar tais condições não razoáveis e discriminatórias, reivindicava valores fundamentados no acordo vigente entre a Petrobras e a YPFB. Ainda assim, foi firmado um novo contrato, a preços de mercado, segundo a Representada À luz desses fatos, a SG entende que não há nos autos indícios suficientes de que a Petrobras tenha se negado a negociar o fornecimento de gás para as Representantes, embora as partes nem sempre tenham alcançado um acordo. Da mesma forma, não há quaisquer provas nos autos que corroborem a afirmação das Representantes de que a Petrobras teria atuado para dificultar a contratação do fornecimento de gás pela EPE diretamente com a estatal boliviana.

Sendo assim, a SG conclui que não restou comprovada a conduta de recusa de contratar imputada à Representada. De qualquer maneira, cabe registrar em relação ao pressuposto ii[23] (obrigação de fornecimento) que a investigação realizada permitiu observar que há, em grande medida, uma dependência das Representantes em relação ao gás fornecido pela Representada, tendo em vista que é limitada a substituibilidade do gás natural pelo óleo diesel, e que a possibilidade de importação de GN diretamente do fornecedor boliviano é bastante restrita. Quanto ao quesito (iii), que versa sobre a racionalidade na conduta do ponto de vista comercial, como visto, a Petrobras defende que seus preços são baseados nas condições atuais do mercado de gás natural, tendo como referência o custo marginal de aquisição de GNL importado. Já a Âmbar sustenta que esses preços são abusivos e discriminatórios, e que implicariam a exclusão da UTE do mercado de geração de energia elétrica. Nesse ponto, seria possível argumentar que a conduta denunciada constitui suposta discriminação anticompetitiva por parte da Petrobras frente aos demais agentes do mercado, com o suposto intuito de majorar o custo da operação da UTE Cuiabá de modo a torná-la inviável e, com isso, retirar a Âmbar do mercado. Com efeito, em certos casos, a discriminação de preços pode indicar uma variante de recusa de contratar. Sob essa forma indireta, é uma prática relativamente frequente em setores regulados abertos à concorrência.

Em situações em que uma empresa tem controle parcial ou total sobre uma rede ou infraestrutura essencial, a discriminação de preços pode servir para elevar o custo do concorrente, com efeitos nocivos à livre concorrência[24]. Desse modo, a próxima seção de destinará a analisar as condições necessárias para que a conduta da Representada possa ser configurada como discriminação anticompetitiva. Nesse tópico, também serão abordados de forma transversal os demais pressupostos elencados na presente seção quanto (iii) a racionalidade do agente econômico, (iv) se havia intenção de dominar mercado ou eliminar a concorrência; e (v) quais seriam os efeitos potenciais da conduta. II.5.Da suposta discriminação de preços e condições comerciais Sob a perspectiva do sistema de defesa da concorrência, cumpre observar que práticas verticais, como a discriminação de preços ou de condições de contratação, não são, necessariamente, ilícitos antitrustes. Com efeito, trata-se de comportamento corriqueiro no mercado, motivado por várias razões de ordem prática e econômica, sendo, na maioria das vezes, conduta legítima[25] Isso ocorre porque é comum haver situações em que agentes econômicos desiguais são tratados de maneira desigual, como, por exemplo, a prática de descontos por volume consumido ou para determinado perfil de pessoas ou empresas consumidoras (como os descontos para entradas de cinema para estudantes e pessoas idosas)[26].

Da mesma forma, a discriminação de preços ou condições de contratação em razão de níveis muito díspares de consumo pode resultar de economias de escala, em que se torna eficiente cobrar menos de consumidoras que contratam volumes maiores. Outro exemplo ocorre quando o custo marginal de fornecimento de um serviço aumenta significativamente em certos intervalos de tempo, como em períodos de pico, fazendo com que a cobrança de preços diferenciados constitua prática eficiente. [27] A discriminação de preços ou de condições de contratação pode ser ilícito concorrencial quando a fornecedora utiliza seu poder de mercado para fixar preços diferentes para o mesmo produto ou serviço, discriminando-o entre compradoras, de forma a prejudicar a livre concorrência[28]. Conforme voto do Conselheiro-Relator Carlos Ragazzo no Processo Administrativo nº 08012.001099/1999-71[29]: A discriminação de preços pode ser caracterizada como a venda de um mesmo produto a diferentes clientes sob diferentes condições sem justificativa para tanto. Em termos econômicos, poderia ser caracterizado como a capacidade de um agente em extrair o máximo da disposição de pagamento de seus diferentes consumidores por um determinado bem.

Assim, há de se atentar para diversas questões relevantes quando da delimitação da discriminação de preços, como (i) a contemporaneidade das diversas vendas, (ii) a similaridade dos produtos e serviços, (iii) a categoria de compradoras, (iv) a localização geográfica da compradora, (v) a quantidade adquirida e (vi) outros fatores justificadores de diferenciação de preços[30]. Ademais, para que a discriminação de preços ou de condições contratuais se configure ilícito antitruste, é necessário que: (i) o agente econômico discriminador possua posição dominante no mercado relevante de origem; (ii) haja prejuízo, ainda que potencial, à livre concorrência; e, (iii) não existam justificativas objetivas para a prática que demonstrem racionalidade econômica legítima na suposta conduta. Passa-se, portanto, à análise dos pressupostos mencionados. II.5.1.Da posição dominante no mercado relevante de origem Como visto, a conduta denunciada envolve o mercado de fornecimento de gás natural a montante e o mercado de geração de energia elétrica a jusante. Nesse contexto, a Petrobras atua como fornecedora de GN no Brasil e opera de forma verticalizada no mercado de geração de energia termelétrica.

Na presente seção, cumpre averiguar se a Representada possui participação relevante no mercado upstream para, em caso afirmativo, investigar se há incentivos para que ela exerça poder de mercado no sentido de adotar a conduta ora investigada, de forma a prejudicar as Representadas em benefício das termelétricas de seu grupo. Conforme entendimento anterior do Cade[31], a cadeia de produção do gás natural pode ser didaticamente dividida em três etapas: produção (upstream), transporte (midstream) e distribuição (downstream). Tendo em vista que a contratação de fornecimento de gás natural se dá primariamente entre distribuidora (ou outro ponto de consumo final) e agente do mercado upstream, esta SG entende que a dimensão produto a ser analisada é a do mercado upstream como um todo. Apesar da ausência de impedimentos legais à competição e à entrada de concorrentes nesse mercado, por questões históricas, a Petrobras é a monopolista de fato, sendo a única capaz de ofertar gás natural no mercado brasileiro.

Isso porque a empresa detém atualmente todos os meios de oferta do gás nas malhas de gasoduto, quais sejam, os terminais de importação de GNL por navio, o Gasoduto Bolívia-Brasil, a capacidade de negociar com a fornecedora boliviana e a produção nacional ou os dutos pelos quais as produtoras nacionais independentes podem ofertar seu gás.[32] Os dados divulgados no Anuário Estatístico 2017 da ANP também corroboram a existência de um monopólio de fato da Petrobras no fornecimento de gás natural. De acordo com a publicação, a Petrobras é responsável por 93,9% da produção interna de gás natural[33]. Em relação ao GN com origem na Bolívia, a Petrobras respondeu por mais de 98% do gás importado daquele país em 2017. Quanto ao GNL, embora a importação por outros players seja possível, a Petrobras controla os três terminais de importação e regaseificação disponíveis (Pecem, Baía de Guanabara e Bahia). A figura abaixo ilustra a situação das importações de gás natural pelo Brasil entre 2012 e o primeiro semestre de 2017. Tabela 2 – Importação de gás natural e regaseificação de GNL Fonte: MME, junho 2017[34] Os dados acima também reforçam a percepção de que agentes privados, em geral, não conseguem acesso ao gás boliviano atualmente, e que a Petrobras é, de fato, monopolista no mercado de fornecimento de gás natural no Brasil, salvo exceções bastante pontuais, que não são suficientes para mitigar o elevado poder de mercado detido pela Representada.

Conforme abordado anteriormente, a UTE Cuiabá foi construída de forma independente da malha de distribuição implementada e operada pelo sistema Petrobras, estando conectada diretamente ao fornecedor boliviano YPFB. Todavia, sabe-se que a Petrobras recebia o gás necessário para operar a termoelétrica no período em que foi sua locatária por meio de aditivos ao GSA pré-existente, já que a malha da Representada está interligada ao gasoduto da YPFB no mesmo ponto de conexão em que as Representantes possuem seu duto próprio, viabilizando o escoamento do gás. Dessa forma, seria fisicamente possível para a Petrobras determinar o desvio de parte do suprimento de gás contratado com YPFB para atender às necessidades de insumo da térmica de Cuiabá, ainda que fossem necessários ajustes ou aditivos aos instrumentos contratuais existentes. De todo modo, é preciso reconhecer que a situação da UTE Cuiabá é bastante peculiar. Embora o abastecimento da térmica seja possível por meio de um contrato com a Petrobras, monopolista no mercado de gás natural, também é certo que o fluxo físico do gás deverá ocorrer por meio dos gasodutos da GOM, interligados diretamente à malha da YPFB. Logo, para que o fornecimento de GN à UTE Cuiabá seja possível, existe, de toda forma, dependência da Petrobras em relação à YPFB, e a necessidade de inclusão, no GSA, do Ponto de Entrega de San Matias, localizado na fronteira boliviano-brasileira, no início do gasoduto operado pela GOM.

Vale lembrar, novamente, que o contrato de fornecimento com a Petrobras pelo qual a YPFB se comprometia a fornecer gás diretamente à UTE por meio do gasoduto lateral, sem depender de aditivos ao GSA, era interruptível, e não firme. Por esse motivo, a própria Petrobras, enquanto operadora da UTE Cuiabá, nunca pôde inscrever a UTE em um leilão de energia. Ou seja, também a Representada, durante o tempo em que locou e operou a UTE Cuiabá, esteve à mercê das contingências de ter a YPFB como fornecedora do gás natural. Apesar das ressalvas quanto à dependência da Petrobras em relação à YPFB para o efetivo abastecimento da UTE Cuiabá, é incontestável a posição dominante da Representada no mercado de fornecimento de gás natural no Brasil. II.5.2. Do prejuízo à livre concorrência no mercado à jusante Se, por um lado, a posição dominante da Representada no mercado a montante é inequívoca, por outro, tal constatação não é, por si só, suficiente para demonstrar a existência de incentivos à discriminação anticompetitiva e prejuízo à livre concorrência. De acordo com a Representação, a Petrobras, monopolista no fornecimento de gás natural no Brasil, estaria impondo condições comerciais abusivas e discriminatórias para o fornecimento desse insumo às Representantes, com suposto o intuito de excluir a concorrente UTE Cuiabá. Assim, a conduta investigada teria o potencial de produzir efeitos no segmento de geração de energia elétrica.

Conforme apresentado em seção anterior, o modelo do setor elétrico brasileiro é fortemente pautado em fontes de energia limpa, notadamente de origem hidrelétrica. O segmento de geração de energia é bastante pulverizado, contando com 4730 empreendimentos geradores, que totalizam 154.254.517 kW de potência instalada, de acordo com dados da ANEEL[35]. A maior parte desses empreendimentos (2.926) é de usinas termelétricas movidas a gás natural, biomassa, óleo diesel, óleo combustível ou carvão mineral. Embora sejam maioria, as usinas termelétricas respondem por menos de 27% da potência instalada do sistema, e corresponderam a cerca 15,3% da energia gerada no primeiro semestre de 2017[36]. Isso porque, como visto, a energia hidrelétrica, mais barata e abundante no Brasil, é prioritária no abastecimento do mercado. As termelétricas operam em regime de complementaridade e, de uma maneira geral, são acionadas para reforçar o sistema quando a demanda aumenta abruptamente, ou quando é necessário preservar o nível dos reservatórios. Também é importante notar que o sistema de geração e transmissão opera de forma integrada, o que permite a transferência de energia entre regiões. Assim, um empreendimento gerador, independentemente de sua localização, pode negociar energia com compradores localizados em todo o SIN. Nesse sentido, percebe-se que o local onde a energia é gerada é indiferente.

Apesar das particularidades nos processos produtivos a depender do insumo utilizado, a integração do sistema permite a substituibilidade entre as matrizes energéticas, assegurando confiabilidade ao suprimento em todas as regiões por meio da criação de um único mercado de energia elétrica sob a perspectiva geográfica. Destaque-se, também, que a unicidade do mercado é reforçada pela centralização das decisões relativas à geração de energia no ONS, que busca obter o melhor aproveitamento dos recursos existentes. Com base em informações sobre os níveis dos reservatórios, as tendências hidrológicas e os custos de geração e de comercialização das termelétricas, o ONS define quais usinas atenderão a demanda em dado momento. Embora o sistema de geração de energia elétrica atue de forma centralizada em âmbito nacional, não existe pacificação na jurisprudência do CADE sobre a definição das dimensões produto e geográfica desse mercado, de modo que a análise é feita, de forma conservadora, considerando cenários distintos.[37] Na dimensão produto, é possível segregar as diferentes matrizes geradoras (hidrelétrica, térmica, eólica) ou contabilizá-las de maneira agregada. Na dimensão geográfica, é possível considerar todo o Sistema Integrado Nacional ou dividir por Subsistema.

No presente caso, de acordo com dados disponíveis no banco de dados da ANEEL[38], é possível observar que as usinas termelétricas da Petrobras respondem por cerca de 15% da potência total instalada dessa matriz, independente do insumo utilizado. Considerando, de forma conservadora, a participação de mercado na geração de energia elétrica por térmicas a gás natural, a Petrobras alcança cerca de 39,8% do mercado, com posição dominante nesse cenário. Por sua vez, a UTE Cuiabá possui uma capacidade instalada de 529 MW, o que corresponde a apenas 0,34% do total da capacidade de geração de energia elétrica do SIN, considerando todas as matrizes. Na matriz termoelétrica, a capacidade dessa térmica corresponde a 1,25% da potência total outorgada no SIN. Ao considerar, de forma conservadora, apenas as térmicas movidas a gás natural, sua participação alcança 3,9% da potência total outorgada nessa modalidade. No Subsistema SE/CO, a capacidade instalada da UTE Cuiabá, considerando todas as matrizes, corresponde a 1,22% do total. Por sua vez, no Subsistema SE/CO, considerando apenas a matriz térmica, a capacidade instalada da UTE Cuiabá corresponde a 2,94% do total[39]. Apesar de ser a usina térmica movida a gás natural com a sétima maior capacidade de geração no Brasil, tendo em vista a grande pulverização do sistema, sua participação é pequena mesmo no contexto mais conservador.

Dessa forma, é possível verificar que, em qualquer cenário de definição de mercado relevante que se queria adotar, a participação da UTE Cuiabá é pouco expressiva. Portanto, tendo em vista as características estruturais do setor de energia, bem como a baixa participação da UTE Cuiabá no mercado de geração, é de se questionar se a Petrobras teria de fato incentivos para empreender eventual estratégia de fechamento de mercado e exclusão da concorrência por meio da imposição de condições supostamente abusivas e discriminatórias de contratação direcionadas unicamente à UTE Cuiabá. Assim, não parece razoável admitir a existência de nexo de causalidade entre uma suposta conduta anticompetitiva por parte da Petrobras no caso em tela e eventual restrição de oferta com possível elevação de preços no mercado de geração de energia. E mais, ainda que a potencial eliminação da UTE Cuiabá eventualmente gere impactos negativos ao ambiente concorrencial e ao sistema integrado de geração de energia elétrica, tal circunstância não levaria à dominância de mercado por parte da Petrobras. Ainda a esse respeito, vale mencionar trecho da decisão da 21ª Vara Cível do Estado do Rio de Janeiro, ao revogar liminar concedida à Âmbar para que a Petrobras assegurasse o fornecimento de gás à térmica de Cuiabá: Com efeito, verifica-se que decorridos três meses desde a rescisão contratual não houve "apagão" no Mato Grosso ou em algum estado do país, fato que teria sido amplamente noticiado pela mídia.

Note-se que, como observado pela ré, neste período do ano há menos chuva e, ainda assim, não ocorreu interrupção na prestação do serviço. Ademais, como esclarecido pela ré, a transmissão de energia é feita de forma integrada e também há possibilidade de realização de abastecimento por outras formas, o que afasta o risco de desabastecimento. Ainda neste sentido, o documento emitido pelo ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico (fls. 996/1019), informa no item 10.1 UTE Cuiabá que "Neste quadrimestre, não foi identificada a necessidade de Geração Térmica por Razões Elétricas na UTE Cuiabá" (fls. 1017). Deste modo, não se verifica a urgência na concessão da decisão, já que evidentemente ausente o risco de interrupção de fornecimento. Reforça a percepção de que a interrupção no fornecimento de gás natural à UTE Cuiabá não traz impactos relevantes ao sistema elétrico nacional o fato de a própria Âmbar ter, recentemente, solicitado ao MME autorização de exportação de energia elétrica para a Argentina. De acordo com o requerimento, datado de 3.8.2016[40]: ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] Do exposto, é possível concluir que, ainda que restasse configurada a conduta anticompetitiva atribuída à Petrobrás, o eventual impacto causado ao ambiente concorrencial no mercado de geração de energia elétrica nacional seria limitado, e dificilmente viabilizaria a dominação de mercado pela Petrobras.

II.5.3.Justificativas objetivas e racionalidade econômica Embora a SG tenha concluído que a suposta conduta imputada à Petrobras, monopolista no mercado de distribuição de GN, não seria capaz de provocar prejuízos concorrenciais relevantes no mercado de energia elétrica, cabe, ainda, avaliar a racionalidade econômica e o fundamento das justificativas apresentadas pela Representada para as condições comerciais de fornecimento de gás à UTE Cuiabá, de forma a confirmar ou descartar definitivamente a suposta conduta de tratamento discriminatório. Para facilitar a compreensão, a análise será dividida em quatro etapas, de acordo com a cronologia das negociações, de modo a avaliar as particularidades de cada situação: (i) negociação dos contratos de curto prazo em 2015; (ii) negociação de contrato para viabilizar a participação em leilão. (iii) negociação do fornecimento de GN para 2016; e (iv) negociação do fornecimento de GN para 2017. Negociação dos contratos de curto prazo em 2015 De início, quando os novos proprietários – e aqui Representantes -, decidiram retomar a operação da usina termelétrica, então locada pela Petrobras, o pleito era para que a Representada cedesse onerosamente às Representantes o contrato de fornecimento de gás assinado com a YPFB ou, alternativamente, revendesse para a EPE o gás então fornecido pela YPFB para a operação da UTE Cuiabá.

Na ocasião, a Petrobras sinalizou que todo o gás oriundo do fornecedor boliviano, bem como a produção interna, estariam comprometidos em contratos no mercado interno e que, para o atendimento da UTE Cuiabá, seria necessário adquirir GNL importado. Apesar das discordâncias em relação às condições comerciais, as negociações avançaram e, sob mediação da ANP, foram celebrados dois acordos de curto prazo, em outubro e dezembro de 2015, tendo como base o preço do GNL importado. A Petrobras sempre sustentou que as propostas apresentadas à EPE possuíam as mesmas condições de outros contratantes, e foram baseadas nos termos da política de preços vigente, que considera os custos efetivos do atual mercado de gás natural fortemente dependente da importação e do preço do GNL, e para o qual é irrelevante a origem do gás. Nesse ponto, é importante analisar a situação do balanço nacional de gás natural em 2015, conforme apresentado na tabela abaixo: Tabela 3 – Balanço de Gás Natural - em milhões de m3 por dia (2015) Fonte: MME, 2015[41] Como pode ser observado, a demanda brasileira por gás natural em 2015 excedeu em muito a produção nacional. Em média, o gás importado representou cerca de 49% da oferta total. Do total importado, 63,5% foram oriundos da Bolívia, via dutos, e 35,5% tiveram como origem o GNL transportado por modal marítimo.

Também é possível verificar que, ao longo de todo ano de 2015, foi retirada quase a totalidade do gás a que a Petrobras fazia jus junto ao fornecedor boliviano, por meio do GSA. Tendo em vista esse saldo negativo no balanço, e considerando que todo o gás boliviano já estaria comprometido (vendido) no mercado interno, logo, é razoável considerar que o custo marginal de eventual contrato entre as partes deveria ter como base o preço do GNL importado. Com relação aos preços do insumo, a tabela abaixo demonstra o montante dos gastos com a aquisição de gás natural importado boliviano e GNL, bem como o custo médio por ano. Tabela 4: Dispêndio com importação e valores médios do gás natural importado – 2007-2016 Fonte: Tabela 2.58, Anuário ANP 2017[42] Em 2015, é possível notar que o GNL custou cerca de 70% a mais que o gás boliviano, e que o valor médio de aquisição do gás liquefeito pela Petrobras no mercado externo foi de aproximadamente 10 US$/MMBTU[43]. É importante notar que, de acordo com as informações constantes nos autos[44], o primeiro contrato entre as partes (com vigência entre [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]) previa como preço base do gás cerca de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. O segundo contrato de curto prazo (com vigência entre [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]) estabeleceu como preço base aproximadamente [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES].

Ou seja, valores muito próximos ao custo incorrido pela Petrobras na aquisição do GNL importado no período analisado. Desse modo, não parece razoável a reiterada demanda das Representantes para que a Petrobras repassasse as condições comerciais do gás boliviano, acrescidos apenas de pequena margem, quando o custo marginal de atendimento ao mercado brasileiro estaria baseado no custo de importação de GNL, significativamente mais caro. Também é preciso salientar que existem particularidades nos contratos de cada cliente, que estão associadas à natureza das diferenças em relação aos riscos assumidos entre compradores e vendedores no momento da celebração dos contratos, em função das condições comerciais de flexibilidade (Take or Pay, Ship or Pay, programação), prazo (vigência do contrato), momento de celebração, volumes, penalidades, pagamento e garantias financeiras estabelecidas. Logo, uma comparação entre os contratos existentes e as condições propostas pela Petrobras para a EPE não é trivial. Nesse sentido, a Petrobras explica que mantém grupos específicos de contratos para atendimento a usinas termelétricas, que foram firmados em momentos distintos e diferenciam-se por diversos fatores. De acordo com a Representada, o primeiro grupo refere-se a contratos celebrados a partir do ano de 2000, no âmbito do Programa Prioritário de Termeletricidade.

Criado em momento de grave crise energética e de busca por opções emergenciais de oferta de energia, o PPT dispôs que as usinas termelétricas integrantes do programa fariam jus à garantia de suprimento de gás natural por até vinte anos, tendo por escopo a diversificação na matriz energética nacional, até então concentrada na exploração das usinas hidrelétricas. Logo, em função de uma política de governo, a Petrobras foi instada a assumir o compromisso de fornecimento de gás natural às usinas termelétricas integrantes do programa, sendo remunerada por determinadas alternativas de preço, cujos valores base e fórmulas de atualização foram definidos em Portaria Interministerial 234/02. Desse modo, os contratos denominados "PPT" foram firmados em atendimento à determinação da regulação vigente, ditada, por sua vez, por contexto excepcional em que era preciso assegurar acréscimo importante de geração termoelétrica; e apenas com as usinas expressamente integrantes do programa. [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA]. As condições de oferta de gás e de formação do preço prevalecentes quando do estabelecimento dos contratos PPT [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA]. Por essas razões, a Petrobras argumenta que os contratos PPT [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA].

Com efeito, os preços praticados para os contratos PPT, de acordo com o boletim mensal do MME (que considera a fórmula prevista na Portaria Interministerial 234/02), são inclusive inferiores ou muito próximos aos custos de aquisição do gás boliviano, conforme pode ser constatado ao comparar os dados da tabela abaixo com aqueles apresentados na tabela 4. Tabela 5 – Preços para os contratos PPT, em US$/MMBTU (2012 a junho de 2017) Fonte: MME, 2017[46] A partir dos anos 2007/2008, a Petrobras celebrou um segundo grupo de contratos de venda de gás natural para termelétricas vencedoras de leilões de energia nova. Esses contratos já baseavam-se no preço do GNL, visto ser essa a alternativa capaz de viabilizar o fornecimento de volumes adicionais de gás natural. O modelo refletia a expectativa de que o mercado brasileiro continuaria a ser importador de GNL, assim como o mercado norte-americano. O pressuposto era que os preços de referência nos EUA (indexados ao preço praticado no Henry Hub[47]) influenciariam sobremaneira a dinâmica de formação dos preços internacionais de comercialização. Todavia, com o advento do shale gas[48], os EUA passaram de importadores a forte exportadores, o que levou a uma queda acentuada do preços indexados ao Henry Hub, colocando a Petrobras em uma posição desfavorável, e levando a empresa a rever suas premissas para novas contratações.

Finalmente, a Petrobras mantém contratos que compõem um terceiro grupo e refletem sua política atual de preços para contratos de venda de gás natural, adotada a partir de 2011. Segundo a Representada, a dinâmica de preço nesses contratos [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA]. Assim, tanto as propostas apresentadas quanto os contratos de venda de gás natural celebrados pela Petrobras para compromissos adicionais com empreendimentos termelétricos, com início de fornecimento a partir do ano de 2011, foram lastreados com base no fornecimento de GNL. Desde então, a Representada tem buscado seguir a mesma metodologia de precificação do gás natural ofertado à EPE. Destarte, é possível observar parâmetros comuns nos contratos a partir de 2011, com a denominada “Nova Política de Preços” da Petrobras, como a precificação composta por uma parcela relativa à molécula e outra ao transporte (ou, alternativamente, um componente fixo e outro variável), além de variáveis como, vigência, compromisso de retirada mensal, trimestral ou anual e o prazo para recuperação de um eventual volume não retirado (make up). Entretanto, apesar dos parâmetros serem os mesmos, uma simples comparação dos valores presentes nos contratos não é trivial, pois cada cliente possui características e demandas específicas, e a maneira como são definidos cada um desses parâmetros pode refletir diretamente no preço.

Tomando como exemplos três contratos firmados em épocas próximas à da presente controvérsia, observa-se o seguinte cenário: Tabela 6 – Condições contratuais com base em GNL [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA] Primeiramente, cabe registrar que não há, atualmente, [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA], que possui contrato com condições similares às oferecidas pela Petrobras à UTE Cuiabá ainda em 2015, como foi possível constatar por esta SG. Todos esses contratos são baseados em GNL, se diferenciando, contudo, (i) pelas condições de mercado na época da celebração de cada contrato; (ii) pelas flexibilidades comerciais pactuadas; e (iii) pelo equilíbrio de riscos assumidos entre o comprador e a Petrobras. Como pode ser observado, as condições propostas às Representantes para os contratos de curto prazo firmados no final de 2015 estão em linha com os demais instrumentos celebrados pela Petrobras baseados em GNL, especialmente quando comparado ao da [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA]. Embora para este contrato [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA], é preciso ressaltar que, por outro lado, [49] [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA], enquanto para os demais contratos mencionados [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA]. Já o contrato da [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA], embora apresente preço mais elevado, possui a maior flexibilidade na retirada [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA].

Por sua vez, em que pese o preço previsto no contrato da [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA] ser consideravelmente menor, é preciso levar em conta que se trata de um instrumento [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA] Do exposto, é possível verificar que a sistemática adotada pela Petrobras para formulação das propostas de compra e venda de gás apresentadas às Representantes no final de 2015 refletiam, de fato, aspectos conjunturais e estruturais do mercado, a saber: (i) balanço de oferta e demanda de gás natural do mercado brasileiro deficitário, com expectativa de continuidade de importação de GNL para atendimento aos despachos termelétricos; (ii) dinâmica do mercado internacional de GNL (preço, indexadores, disponibilidade e condições de aquisição do energético); (iii) condições de fornecimento e equilíbrio dos riscos. Assim, é razoável o argumento da Petrobras de que novos contratos de fornecimento de gás natural devam ter os preços lastreados no GNL importado que, efetivamente, é mais caro que o insumo atualmente importado da Bolívia. Não há, portanto, indícios de que a Representada tenha agido de forma abusiva e discriminatória ao negociar com as Representantes os contratos de curto prazo firmados ao final de 2015 para abastecimento da UTE Cuiabá.

Ao contrário, há justificativas objetivas e racionalidade econômica para que a Representada tenha rejeitado o pleito das Representantes em obter gás natural com preço baseado no custo do insumo boliviano para a Petrobras. (ii) Negociação de contrato para viabilizar a participação em leilão. Como visto, em paralelo às negociações de contrato de curto prazo ocorridas no final de 2015, as partes também negociaram um acordo para fornecimento firme de gás natural ao longo de 2016, de forma a permitir a participação da EPE no mercado de geração e comercialização de energia elétrica por meio de leilão. Tendo em vista o cenário de escassez de GN boliviano relatado pela Petrobras, a EPE propôs um swap de gás como alternativa para que fosse direcionado à UTE Cuiabá parte do gás proveniente da Bolívia. Ao preço do GNL importado, a Petrobras acrescentaria os custos relativos a questões tributárias, à utilização de seus terminais de regaseificação, e uma parcela referente a transporte. A Representada afirmou que, para operacionalizar tal acordo, seriam necessários maiores estudos e esclarecimentos, já que se tratava de operação inédita no mercado brasileiro. A EPE discordou especialmente da cobrança da parcela de transporte, argumentando que possuía seu próprio gasoduto interligado direto ao fornecedor boliviano, e que os demais clientes da Petrobras, que utilizariam de fato o GNL importado, já arcavam com sua devida parcela de transporte.

As partes chegaram a um impasse e, antes de alcançada uma solução, diante da publicação dos requisitos necessários para inscrição de usinas termelétricas no referido leilão, as Representantes constataram a impossibilidade de participação da UTE Cuiabá no certame, e então cessaram as negociações. Nesse ponto, é importante ressaltar que o CVU declarado pela UTE Cuiabá, de R$ 511,77 por MWh, era superior ao teto admitido pelo edital no referido leilão (de 350/ MWh)[50] e, mesmo considerando os valores propostos pela própria EPE para o preço do GNL no contexto do swap de gás, não seria possível a participação da térmica no referido leilão, tanto que as Representantes tomaram a iniciativa de cessar as negociações de fornecimento de gás para essa finalidade. Portanto, não procede a afirmação das Representantes de que a Petrobras teria agido para eliminar a concorrência da UTE Cuiabá no certame. Com efeito, embora as usinas da Petrobras tenham sido as únicas térmicas movidas a gás natural vencedoras, diversos outros empreendimentos que utilizam biomassa como insumo foram também selecionados[51]. Isso porque, embora possuam menor escala, tanto o custo de geração como o CVU são mais baixos, tornando-as mais competitivas. Também é importante esclarecer que [52][ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA].

Além disso, vale frisar que, segundo informado pela Petrobras, mesmo quando a térmica era alugada pela empresa, sempre houve elevado risco em relação ao suprimento firme do gás, de forma que sua energia nunca pôde ser vendida nos leilões do mercado regulado. Sua geração se deu sempre em substituição às demais usinas Petrobras que eram obrigadas a despachar, como uma espécie de back up, ou para liquidação no mercado livre ao Preço de Liquidação das Diferenças. Portanto, a não habilitação da UTE Cuiabá para participação no referido leilão não decorreu de eventual conduta discriminatória pela Petrobras. De fato, os requisitos estabelecidos pelo certame inviabilizaram a participação da UTE Cuiabá e de qualquer outra termelétrica com CVU superior ao teto permitido e que não dispusesse de contrato firme para suprimento de gás. (ii) Negociação do fornecimento de GN para 2016 Embora as partes tenham interrompido as negociações de um contrato de gás que viabilizasse especificamente a participação da UTE Cuiabá no leilão, as tratativas com o intuito de assegurar o suprimento de gás para que a térmica operasse no mercado livre ou spot prosseguiram nos primeiros meses de 2016.

No entanto, a EPE recuou em sua proposta de swap de gás, rejeitou as propostas comerciais da Representada com base no preço de GNL, e passou a pleitear, em novo pedido de preventiva junto ao CADE, um contrato de fornecimento de gás natural firme, com preço baseado no custo da Petrobras com a aquisição do gás boliviano. Em relação a essas negociações, cabe relembrar que, em 26.2.2016, a EPE sugeriu um preço base de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES], com um prazo de vigência até [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. Embora, em 3.3.2016, a Petrobras tenha ofertado o mesmo preço, a Representada propôs uma vigência menor (apenas até[ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]) e compromisso de retirada mínimo pela UTE Cuiabá de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] do volume total contratado, como forma de reduzir à exposição aos riscos assumidos com a contratação nesse preço. Tais condições não foram aceitas pela EPE, que solicitou, face aos novos requisitos, um preço cerca de 10% menor, não aceito pela Petrobras. Como já mencionado, diante da baixa probabilidade de despacho termelétrico, que se reflete em menor valor de PLD, as Representantes consideraram que as condições apresentadas inviabilizariam a operação da UTE Cuiabá. Como não houve consenso nas negociações, a térmica permaneceu praticamente inativa ao longo de 2016.

Entretanto, é importante frisar que o insucesso na celebração de um contrato de fornecimento de gás não foi decorrente de um suposto abuso de posição dominante da Representada e discriminação ao contratar, mas reflexo de uma situação conjuntural, característica do próprio setor de geração de energia elétrica. Com efeito, as térmicas somente são despachadas quando a demanda por energia não pode ser suprida por outras fontes mais baratas. Quando o nível dos reservatórios melhora, é natural que as termelétricas sejam desativadas e, portanto, não faria sentido possuir um contrato com cláusula de retirada mínima naquele momento. As Representantes também alegaram que a Petrobras só reduziu o preço da proposta de compra e venda de gás natural (em março) após garantir-se vencedora no leilão de 2015, e que, caso a Representada tivesse ofertado tal preço à EPE na época do certame, teria provavelmente a UTE Cuiabá vencido. Todavia, é preciso ter em mente que, além de ter havido, nesse ínterim, uma redução significativa no valor do insumo no mercado internacional, conforme pode ser observado na tabela abaixo, a proposta de março de 2016 tinha um horizonte de tempo bastante reduzido, portanto, mais previsível em termos de preço, ao passo que, para o leilão, era necessária a garantia de fornecimento de longo prazo de gás, em contrato firme, logo, as situações não são totalmente comparáveis. Tabela 7 – Preços de GNL (2016) Fonte:

MME, 2016[53] Ademais, como visto, as propostas elaboradas à época do referido certame refletiam basicamente um fornecimento de GNL negociado pela própria EPE (valor da commodity), adicionado dos custos pela utilização da infraestrutura logística implantada pela Petrobras e ineficiências tributárias (que representariam uma pequena parcela do preço final). Tendo em vista as condições publicadas para inscrição no certame, a participação da UTE Cuiabá mostrou-se inviável, pois seu CVU era superior ao teto admitido pelo edital, e consequentemente, cessaram-se as negociações com essa finalidade. Não há, portanto, também nesse caso, indícios de que a Representada tenha agido de forma abusiva ou discriminatória ao negociar com as Representantes os contratos para abastecimento da UTE Cuiabá ao longo de 2016. Em realidade, as negociações para o contrato de longo prazo não avançaram porque o cenário de baixa probabilidade de despacho termelétrico não justificava um contrato com compromisso mínimo de retirada. Por fim, cabe registrar que, também nesse contexto, há justificativas objetivas e racionalidade econômica para que a Representada tenha rejeitado o pleito das Representantes em obter gás natural com preço baseado no custo do insumo boliviano para a Petrobras, já que esse valor não remuneraria o custo marginal com a aquisição de GNL, tendo em vista o balanço nacional de GN deficitário.

(iii) Negociação do fornecimento de GN para 2017 Conforme relatado, após um período de quase um ano sem manifestações da Representantes no presente processo (entre 12.4.2016 e 20.3.2017), a EPE protocolou novo pedido de medida preventiva, em 20.3.2017, com o intuito de garantir o suprimento de gás à UTE Cuiabá. Na ocasião, as Representes relataram [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. De acordo com as Representantes, em determinado momento, a Petrobrás não estava retirando a totalidade do gás contratado junto à YPFB, o que permitiu o abastecimento da UTE Cuiabá por certo período. Porém, logo após, a Representada passou a demandar todo volume diário a que tinha direito, restando a UTE Cuiabá novamente sem acesso ao gás boliviano. Nesse contexto, as Representantes solicitaram ao CADE a concessão de medida preventiva no sentido de impedir a Petrobrás de demandar montante superior ao objeto do contrato com a YPFB, decrescido de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] de metros cúbicos diários de gás natural, [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. Supletivamente, as Representantes solicitaram que fosse deferida medida preventiva para obrigar a Petrobrás a fornecer o gás natural boliviano, em condições não discriminatórias e competitivas, o que, no entendimento das Representantes, tratava-se [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES].

Segundo as Representantes, mesmo diante do aumento da produção de GN no mercado interno, e apesar de a Petrobras não estar consumindo a totalidade do insumo boliviano a que teria direito, ou seja, diante de um suposto excesso de oferta[54], a Representada não manteve a proposta de fornecimento de GN nas condições apresentadas em março de 2016. Ao contrário, a EPE alegou que as novas condições e preços propostos pela Petrobras seriam proibitivos, com o intuito de excluir a térmica concorrente do mercado de geração de energia elétrica. Ademais, a Representada ainda estaria supostamente impedindo que outros agentes tivessem acesso ao gás fornecido pela YPFB. Diante desse novo pedido de medida preventiva, a Petrobras argumentou, mais uma vez, que todo o gás atualmente contratado com a Bolívia encontrava-se comprometido com acordos prévios no mercado interno, e que, por isso, para atender a novas demandas, seria necessário adquirir GNL importado. Apesar de os dados indicarem que, de fato, em alguns meses, a Petrobras não tenha retirado o total de gás contratado com a Bolívia, é preciso esclarecer que (i) o dado é uma média, (ii) a demanda da Petrobras pelo gás boliviano nem sempre é linear e (iii) em vários dias do mês todo o volume de gás é demandado. Tabela 8 – Balanço de Gás Natural - em milhões de m3 por dia (2012 a jun 2017) Fonte: MME, 2017[55].

Assim, embora a média mensal de retirada por vezes fique abaixo do teto contratado, o fato de em vários dias a Petrobras demandar todo o volume acordado impede, de toda forma, um compromisso firme com base no gás boliviano. Nesse sentido, a Petrobras menciona que há eventos pontuais que afetam a oferta, como por exemplo, paradas operacionais nos campos de produção, que podem levar a necessidades repentinas de aumento na quantidade nominada de gás boliviano em dias específicos, algo que a média mensal não revela. Isso não significa que o insumo não esteja comprometido em contratos existentes, tampouco que esteja disponível para novos compromissos. Por outro lado, também é esperado que a baixa demanda, em função da desaceleração da economia, seja transitória, e espera-se uma normalização do consumo tão logo o crescimento econômico seja recuperado. Adicionalmente, a Representada menciona que, por vezes, não consegue retirar todo o gás a que tem direito por falha de suprimento da YPFB, e não porque não há demanda de sua parte. De qualquer forma, o fato de a Representada não retirar todo gás a que tem direito não significa que esse volume não esteja contratado, ou que a empresa esteja incorrendo em prejuízo, como alegam as Representantes em determinado momento. Como se sabe, o mercado de gás natural opera em rede e, em geral, por meio de contratos de longo prazo com compartilhamento de riscos (cláusulas de take or pay e ship or pay, por exemplo).

Tais cláusulas servem justamente para garantir a estabilidade do fornecimento do gás do ponto de vista tanto do comprador quanto do vendedor, e mitigar a exposição ao risco frente a acontecimentos imprevistos. Por fim, cabe esclarecer que não há quaisquer indícios de que a Petrobras tenha agido no sentido de dificultar o acesso das Representantes ao gás boliviano, com o intuito de prejudicar a térmica concorrente. Se a Âmbar não obteve êxito em retirar a quantidade contratada junto à YPFB nos momentos em que a Petrobras não demandou o volume total a que tinha direito, a motivação da estatal boliviana foge do escopo do presente processo. De todo modo, levando-se em consideração que o preço pago pelas Representantes à YPFB pelo gás boliviano é [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] superior ao valor pago pela Petrobras e [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] ao pago pela ENARSA, é de se questionar se, de fato, não têm ocorrido falhas de suprimento da YPFB, segundo relata a Petrobras. Com efeito, o balanço de gás boliviano indica que a produção de GN do país sofreu redução de 2016 em relação a 2015, e especialmente nos primeiros meses de 2017, enquanto o consumo interno aumentou. Logo, o volume de gás disponível para exportação diminuiu, conforme pode ser observado por meio da tabela abaixo. Tabela 9 – Balanço de gás boliviano (2012 a fevereiro de 2017) Fonte: MME, 2017.

Conforme mencionado, diante do insucesso das Representantes em acessar o gás boliviano, mesmo possuindo um contrato com a YPFB, e ainda que a Petrobras não estivesse retirando todo o volume disponível, a Âmbar iniciou um novo processo de negociação para fornecimento de gás junto à Representada. Em paralelo, as Representantes protocolaram, em 20.3.2017, o pedido de medida preventiva citado, com o intuito de garantir o suprimento de gás à UTE Cuiabá. No âmbito das negociações entre as partes, a Petrobras apresentou as seguintes propostas de fornecimento de gás à Âmbar: Tabela 10 – Condições de fornecimento apresentadas à Âmbar pela Petrobras [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] Fonte: Petrobras, em resposta ao Ofício 1800/2017, petição SEI nº (0325970). Em 13/04/2017, como resultado de tratativas privadas, Petrobras e Âmbar celebraram um novo contrato para fornecimento à UTE Cuiabá, viabilizado tão somente por mecanismos do mercado, como ressalta a própria Petrobras, e sem vinculação com os termos propostos pelas Requerentes em seu pedido de medida preventiva. Tendo em vista a perspectiva de alta probabilidade de despacho do parque termelétrico meses seguintes, sinalizadas pela alta do PLD e por meio do sistema de bandeiras tarifárias da ANEEL, a Âmbar optou pela proposta [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES].

De acordo com a Representante, o preço pactuado foi de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] superior ao montante pago pela Petrobras à YPFB, acrescido de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES], aproximadamente, relativos ao encargo tributário decorrente do fornecimento. Foi acordado também um take or pay de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. Todavia, para efetiva celebração do contrato, as partes acordaram a redução do prazo de vigência proposto pela Petrobras [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES], e, em contrapartida, a redução no prazo de recuperação do volume pago e não retirado por meio da cláusula de take or pay para [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. Embora as Representantes aleguem que as condições pactuadas estariam distantes daquelas requeridas junto ao CADE, a Petrobras ressalta, novamente, que o pleito de contratação de suprimento de gás fundamentado no custo de aquisição do gás boliviano, segundo a lógica da origem geográfica do gás natural, não é factível e se afasta do custo efetivo da molécula adicional de gás. Com efeito, é possível constatar, portanto, que o valor pactuado com a Representada é inclusive muito próximo ao que a Âmbar obteve junto à própria YPFB, que é quem fornece o gás de fato, com o diferencial de o acordo com a Petrobras ser do tipo firme, enquanto o contrato com a estatal boliviana é interruptível.

Isso reforça o argumento de que as condições de contratação que a Petrobras obteve, em 1996, quando firmou o GSA com a estatal boliviana, não estão mais disponíveis no mercado, sequer com o fornecedor de fato, e seriam atualmente injustificáveis economicamente. Em realidade, adquirir gás natural da Representada, no cenário atual, com base nas condições comerciais do GSA é que representaria um pleito não isonômico e discriminatório frente aos demais agentes do mercado que adquirem gás da Petrobrás atualmente. É preciso reconhecer que o gás natural é um insumo caro e escasso, e existe uma série de incertezas quanto a seu suprimento no longo prazo. Com relação às expectativas do mercado interno, cabe mencionar que o PDEE 2024, publicado em dezembro de 2015, sinaliza que, em comparação com as previsões de produção de GN do PDEE 2023, houve significativa redução de expectativas de produção ao longo de todo o período. Tal redução é causada, principalmente, por revisões de reservas de gás (associado e não associado, em jazidas terrestres e no pré-sal) e por devolução de vários blocos exploratórios nas bacias de Campos e Santos, da parte das empresas concessionárias. Além disso, no plano atual, não há mais expectativa de produção de gás convencional da Bacia do São Francisco[56].

Diante desse cenário, o PDEE considera possível uma ampliação do papel do mercado internacional de GNL na dinâmica de formação dos preços de gás natural no país, tendo em conta a maior quantidade de importação de gás natural liquefeito nos últimos anos, além da entrada de novos terminais de regaseificação. Como visto, o GNL importado possui historicamente um preço mais elevado que gás obtido da Bolívia. De todo modo, para o período decenal em estudo, o PDEE prevê um balanço de gás natural do Brasil em que a curva de oferta é capaz de atender toda a demanda de gás natural projetada, desde que sejam mantidas as importações de gás natural boliviano e de GNL nos níveis atuais, através dos terminais já existentes[57]. De acordo com o PDEE 2024, nos últimos anos o mercado mundial de gás natural tem apresentado grande instabilidade em seus preços. Essa instabilidade encontra-se associada tanto a fatores conjunturais quanto estruturais, como: contexto e transformações na dinâmica da economia mundial (crise financeira/econômica mundial); geopolítica do petróleo e do gás natural (Organização dos Países Exportadores de Petróleo, conflito Rússia-Ucrânia, etc.); revolução do gás não convencional; acidente nuclear em Fukushima; dentre outros. Com relação ao GNL, o PDEE 2024 prevê substancial incremento de sua oferta.

Entretanto, a publicação ressalta que parte importante desse volume adicional de GNL tem alto custo (exploração e produção, terminais de liquefação e frete), o que se refletirá em seu preço de venda[58]. Ou seja, espera-se maior oferta de GNL, mas não necessariamente a patamares de custos reduzidos. Em relação à garantia do abastecimento de gás natural por parte da Bolívia, os principais aspectos a serem considerados na renovação do contrato de fornecimento de gás natural com a Petrobras (GSA), a partir de 2019, envolvem a avaliação do potencial das reservas bolivianas frente à magnitude da demanda brasileira e argentina, bem como ao atendimento do mercado interno boliviano. O aspecto de cautela se refere, justamente, à situação das reservas bolivianas de gás natural, que apresentam uma relação reserva/produção de cerca de treze anos, podendo vir a ser insuficientes para atendimento simultâneo de sua demanda doméstica e dos compromissos de exportação de gás natural firmados com a Argentina e com o Brasil[59]. Ademais, há incertezas por parte das empresas estrangeiras para o investimento no setor de petróleo e gás boliviano, tais como o risco político, o mercado doméstico ainda limitado, o fato de os preços serem regulados pelo governo, e a produção concentrada em apenas três áreas.

Em particular, o histórico do setor na Bolívia é marcado por diversas mudanças, reversões e redefinições políticas e regulatórias, as quais contribuíram para a percepção de um ambiente de negócio incerto, o que dificulta a tomada de decisão de investimento[60]. Portanto, a expectativa é que o mercado brasileiro continuará dependente da importação de GNL para suprir a demanda interna por gás natural e, consequentemente, há justificativas objetivas para a Petrobras recusar fornecimento deste insumo nas condições pleiteadas pelas Representantes, baseadas no custo de aquisição do gás boliviano. De todo o exposto, pode-se concluir que não foi possível verificar, também no contexto das negociações do contrato de compra e venda de gás estabelecido entre as partes em 14.4.2017, quaisquer indícios de abuso ou discriminação por parte da Representada na pactuação das condições comerciais com as Representantes. II.6.Da rescisão contratual e do novo pedido de medida preventiva Conforme relatado, embora as partes tenham alcançado um acordo em 14.4.2017, em 8.6.2017, a Petrobras informou à SG que na mesma data havia notificado a Âmbar acerca da extinção antecipada do referido contrato, devido à violação de cláusula contratual pertinente à legislação anticorrupção vigente, decorrente de conduta dos acionistas da Representante Âmbar. Desse modo, atualmente não há contrato em vigor com a Petrobras para fornecimento de gás natural à UTE Cuiabá.

A Petrobras argumenta que, com base em previsões contratuais expressas, a Representada extinguiu o acordo em função de evidente e insanável violação à cláusula anticorrupção contida no contrato, já que as partes declararam e garantiram no referido instrumento, de maneira expressa, [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] A Representada informa que, segundo o acordo de colaboração premiada firmado entre os acionistas da Âmbar e o Ministério Público Federal, já assinado pela PGR e analisada pelo Supremo Tribunal Federal, os acionistas da empresa ofereceram pagamento semanal indevido a uma autoridade pública que prometia vantagens relacionadas ao objeto do presente Inquérito - qual seja, suposta intervenção junto ao CADE para decisão em favor da Representante. Por sua vez, a Âmbar sustenta que a interrupção do fornecimento foi arbitrária e que a extinção antecipada do contrato configuraria nova recusa de contratar. No entendimento da Representante, a Petrobras baseou sua decisão em fatos alheios ao Inquérito, com o objetivo de voltar ao suposto comportamento original de recusa de fornecimento.

A Âmbar relata que, na notificação extrajudicial a ela endereçada, a Petrobras alegou que houve descumprimento da [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] do contrato, o que, segundo seu entendimento, permitiria entender-se configurado evento de inadimplemento previsto na [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] do contrato, hipótese na qual, segundo a [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES], seria permitido à Petrobras resolver o contrato mediante mero envio de notificação. Na visão da Âmbar, a [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] se refere [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. De acordo com a Representante, não haveria qualquer notícia de corrupção relacionada a agentes públicos da Petrobras com o objetivo de se dar a celebração do contrato interrompido. Além disso, a [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] trata de descumprimento recorrente, o que não estaria presente no caso concreto. Mas ainda que estivesse presente, segundo a Âmbar, não implicaria resolução contratual, pois a [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] aplica-se somente ao previsto nas [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. Consultada quanto à iniciativa da Petrobras em rescindir antecipadamente o contrato, a Procuradoria Federal Especializada junto ao CADE teceu as seguintes considerações: [61] [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES].

A Âmbar então recorreu ao Poder Judiciário, na tentativa de dirimir a controvérsia, e solicitou medida liminar objetivando compelir a Petrobras a restabelecer o serviço de fornecimento de gás natural para operação da UTE Cuiabá. Embora, em um primeiro momento, tenha sido concedida a liminar requerida, a decisão foi revogada pela 21ª Vara Cível do Rio de Janeiro, em 1.9.2017. A Âmbar ainda interpôs Agravo de Instrumento, na tentativa de reverter a revogação da liminar, todavia a decisão de indeferir a tutela de urgência requerida pela Representante foi mantida. Em paralelo, a Representante também requereu ao CADE a adoção de medida preventiva para a cessação da suposta prática de discriminação no fornecimento de gás natural para a UTE Cuiabá, com o intuito de determinar a retomada do fornecimento de gás natural nas condições ora contratadas. Como se sabe, a concessão de medida preventiva por parte do Cade é medida extrema, e tem como premissas as condições gerais de medidas de urgência no direito, quais sejam, a existência de fumus boni iuris (forte indício do direito pleiteado) e de periculum in mora (urgência).[62] No tocante ao fumus boni iuris, em que pese as Representantes alegarem que a rescisão do contrato ora vigente com a Petrobrás consistiria em nova recusa de contratar, resta claro que a atual recusa está fundamentada em questões privadas e decorrentes de suposta violação de cláusula pactuada entre as partes.

Portanto, julgar se a Representada teria condições jurídicas de rescindir o contrato com base na aplicação dos dispositivos contratuais supramencionados extrapola as competências desse CADE. Além disso, conforme já exposto ao longo desta nota técnica, a Petrobrás tem negociado, aparentemente em condições comerciais isonômicas, gás natural com as Representantes. Destarte, não há relação da atual controvérsia com a legislação concorrencial, e entende-se que a autoridade da concorrência não é o foro adequado para discutir a aplicação de cláusula contratual relacionada à legislação anticorrupção. Com efeito, tal questão já é objeto de análise do Poder Judiciário. Portanto, não existe fumus boni iuris que possa fundamentar a concessão de medida preventiva deste CADE. Com relação ao pressuposto de periculum in mora, as Representantes alegam que a paralisação da UTE Cuiabá gera graves prejuízos ao SIN, diante de um cenário de escassez hídrica, levando ao despacho de usinas termelétricas menos eficientes e mais caras que a UTE Cuiabá. De fato, o cenário recente do sistema elétrico era desfavorável e requereu a adoção de algumas medidas pelas autoridades competentes para assegurar o abastecimento de energia elétrica.

Desse modo, durante a 185º reunião do CMSE[63], realizada em 19.9.2017, deliberou-se que o MME deveria envidar esforços para solucionar o problema de fornecimento gás natural para a UTE Cuiabá, tendo em vista a eficiência e competitividade da usina e a importância de se reforçar a disponibilidade de geração no SIN. Entretanto, o CMSE reconheceu outras medidas para atendimento ao SIN. Nesse sentido, foram feitos estudos de sensibilidade com a adoção de medidas como: aumento da importação de energia da Argentina e do Uruguai a preços competitivos, adoção de maiores limites operacionais de intercâmbio de energia nos grandes troncos de transmissão, flexibilização de restrições hidráulicas de algumas usinas hidrelétricas e despacho térmico fora da ordem de mérito[64]. Embora o custo marginal de operação do sistema tenha alcançado patamares elevados entre setembro e outubro de 2017, o que inclusive justificaria o despacho de termelétrica de Cuiabá por ordem de mérito, é preciso reconhecer que, de acordo com o ONS, o risco de déficit de energia naquele momento era nulo[65]. Como visto, existem outras alternativas para abastecimento do sistema, ainda que algumas impliquem custo mais elevado, como o despacho de térmicas com CVU acima do CVU da UTE Cuiabá.

De todo modo, cabe registrar que o cenário desfavorável das reservas hidrológicas observado recentemente é sazonal e, com o início da estação mais úmida, já era esperada uma elevação no nível dos reservatórios, melhorando a situação do sistema como um todo. Com efeito, de acordo com dados do ONS[66], a partir de novembro de 2017 houve uma significativa redução do CMO, de modo que o custo marginal de operação encontra-se abaixo de 500 R$/MWh, em média, desde 04.11.2017, e reduziu-se ao patamar de 144,72 R$/MWh para o subsistema SE/CO na semana operativa de 13.01.2018 a 19.01.2018[67]. Atualmente, como pode ser observado por meio do gráfico abaixo, o CMO permanece próximo ao patamar de 220 R$/MWh. Gráfico 3 – Custo Marginal de Operação (CMO) - Media Semanal Fonte: Operador Nacional do Sistema[68]. Portanto, adicionalmente à ausência de fumus, não restou comprovada a existência de periculum in mora imediato que possa fundamentar a concessão de medida preventiva nesses termos. III.CONCLUSÃO Diante do exposto, sugere-se o indeferimento do pedido de medida preventiva e o arquivamento deste Inquérito Administrativo, nos termos do artigo 135, do Regimento Interno do Cade, tendo em vista a não subsistência de indícios de infração à ordem econômica para ensejar a instauração de Processo Administrativo. Note-se que este arquivamento não prejudica eventual investigação futura, diante da existência de novos indícios de infração à ordem econômica a ensejar a continuidade da investigação.

Arquivar neste momento é a medida de melhor racionalidade administrativa, com base nos princípios de eficiência, interesse público e proporcionalidade enunciados no artigo 2º da Lei nº 9.784, de 29.1.1999, evitando com isso dispêndio desnecessário de recursos públicos na investigação de um procedimento aberto sem indícios consistentes. Encaminhe-se ao Sr. Superintendente Geral. [1] As Representantes informaram, por meio da petição de nº SEI (0364569), que a Empresa Produtora de Energia foi legalmente sucedida pela Âmbar Energia, empresa com sede na Avenida Historiador Rubens de Mendonça, n. 1731,15° Andar, Sala 1503, Centro Empresarial Paiaguás, bairro Bosque da Saúde, Cuiabá/MT, CEP 78050-000, inscrita no CNPJ/MF n. 01.645.009/0001-12, e filial estabelecida na Rodovia dos Imigrantes, n. 3770, sala 215, Novo Distrito Industrial, Cuiabá/MT, CEP 78098-352, inscrito no CNPJ/MF b. 01.645.009/0002-01. [2] Ressalte-se que, até a instauração do presente Inquérito, o pedido de medida preventiva protocolado na petição inicial das Representantes foi reiterado ou renovado em mais cinco ocasiões. [3] Atlas de Energia Elétrica do Brasil, Aneel, 2008. Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/arquivos/pdf/atlas3ed.pdf. Acesso em 9.10.2017. [4] Recentemente, novas alterações foram introduzidas na regulação do setor elétrico.

A Lei 12.783/2013 permitiu que empresas geradoras e transmissoras pudessem renovar antecipadamente seus contratos de concessão desde que seus preços fossem regulados pela ANEEL. Principalmente devido à regulação dos preços das geradoras que aceitaram os termos da Medida Provisória posteriormente convertida em Lei, observou-se significativa mudança no contexto institucional do setor elétrico: empresas geradoras que outrora atuavam em ambiente competitivo passaram a ter seus preços regulados, da mesma forma que já ocorria com as distribuidoras e transmissoras, consideradas monopólios naturais[2]. Tais condições significaram que parte da geração dessas usinas deveria ser necessariamente destinada às distribuidoras de energia elétrica a uma tarifa estabelecida pela ANEEL. [5] Nota Técnica n.º 7/2016/CGAA4/SGA1/SG/CADE. [6] Tolmasquim, Mauricio Tiomno. Energia Termelétrica: Gás Natural, Biomassa, Carvão, Nuclear– EPE: Rio de Janeiro, 2016. [7] A Portaria MME nº 043, de 25 de fevereiro de 2000, resolve, em seu Art. 2º: Garantir que as usinas termelétricas constantes do programa farão jus às seguintes prerrogativas: I – garantia pela Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRÁS de suprimento de gás natural, por prazo de até vinte anos, para as usinas vinculadas ao sistema elétrico interligado, de acordo com uma das seguintes alternativas de preço, a critério do investidor.

a) preço médio equivalente em reais a US$ 2,26/MM BTU, na base de setembro de 1999, reajustado trimestralmente, de acordo com a política de gás natural nacional e com as demais condições de comercialização constantes nos contratos firmados para o gás natural importado; b) preço equivalente em reais a US$ 2,475/MM BTU, na base de abril de 2000, de acordo com a política de gás natural nacional e de acordo com as demais condições de comercialização constantes nos contratos firmados para o gás natural importado, reajustado anualmente com base na variação percentual do Índice de Preços ao Atacado nos Estados Unidos, publicado pelo U.S. Department of Labor, Bureau of Labor Statistics, relativo ao mesmo período de referência; c) garantia de que os preços do gás natural, definidos nas alíneas “a” e “b”, serão reajustados pró-rata tempore, até a data de reajuste de preços dos contratos de compra e venda de energia elétrica das usinas, de maneira a obter-se coincidência entre as datas de reajustes anuais, dos contratos de gás e de energia elétrica; [8] Fonte: ANEEL, BIG – Banco de Informações de Geração. Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm. Acesso em 9.10.2017. [9] Dados dos empreendimentos de geração em operação no Brasil. Fonte: Relatório de Informações Gerenciais / ANEEL, junho de 2017. Disponível em:

http://www.aneel.gov.br/documents/656877/14854008/Boletim+de+Informa%C3%A7%C3%B5es+Gerenciais+2%C2%BA+trimestre+de+2017/6f1fac17-8146-4a17-508a-567419d35fae. Acesso em 9.10.2017. [10] Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia 2024 (PDEE 2024), Ministério de Minas e Energia, 2015. Disponível em: http://www.epe.gov.br/PDEE/Relat%C3%B3rio%20Final%20do%20PDE%202024.pdf. Acesso em 9.10.2017 [11] Operação aprovada sem restrições pelo Cade, com trânsito em julgado em 17.3.2015, Ato de Concentração nº 08700.000763/2015-60, Requerentes: J&F Investimentos S.A., Zetta Lighting S.A., Empresa Produtora de Energia Ltda., GasOcidente do Mato Grosso Ltda. e GasOriente Boliviano Ltda. [12] [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REPRESENTANTES]. [13] De acordo com a Petrobras, Contrato Firme de Gás Natural é a denominação dada ao contrato de compra e venda de gás natural no qual o vendedor tem a obrigação de programar e entregar uma determinada quantidade de gás mediante solicitação do comprador, sob pena de pagar uma penalidade, que a indústria de gás denomina de "deliver or pay”. Em contrapartida, o comprador tem obrigação de receber o gás programado e retirar uma quantidade mínima de gás natural por determinado período, que pode ser mensal e anual, obrigação esta denominada de "take or pay”.

Sendo assim, caso o comprador não retire em determinado período a quantidade mínima estabelecida, este se obriga a pagar o valor igual à multiplicação da quantidade não retirada pelo preço do gás vigente, geralmente adquirindo o direito de, sob determinadas condições estabelecidas em contrato, recuperar em um próximo período a quantidade paga e não retirada ('make-up"). O GSA da Bolívia se enquadra neste conceito. Os Contratos Interruptíveis, por sua vez, não contêm compromisso de fornecimento de gás natural, razão pela qual o Vendedor pode negar o fornecimento dos volumes de gás solicitados pelo Comprador sem se sujeitar ao pagamento de penalidades, ressarcimentos ou indenizações decorrentes de tal interrupção. Por outro lado, o Comprador também não se obriga a retirar uma quantidade mínima de gás natural. [14] Vide Processo Administrativo nº 08700.001743/2014-25 e nº Procedimento Preparatório nº 08700.010730/2015-28. [15] Vide Nota Técnica nº 32/2015/CGAA2/SGA1/SG/CADE no âmbito do Processo Administrativo nº 08700.001743/2014-25. [16] Vide Anexo I da Resolução Cade nº 20, de 9 de junho de 1999. [17] Em especial o Processo Administrativo nº 08012.011881/2007-41 (Representante: Companhia de Gás de São Paulo, Representadas: Petróleo Brasileiro S.A., White Martins Gases Industriais Ltda.

e GNL Gemini Comercialização e Logística de Gás Ltda.) e as reuniões havidas com representantes das principais indústrias consumidoras de gás natural no âmbito do Inquérito Administrativo nº 08700.002600/2014-30 (Representante: Companhia de Gás de São Paulo, Representada: Petróleo Brasileiro S.A.). [18] O GSA foi celebrado em 16.08.1996 entre a Petrobras e a Estatal Boliviana YPFB, e prevê o fornecimento de aproximadamente 31,5 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia. [19] Cabe lembrar que a notificação da rescisão do contrato de locação ocorreu em 15.09.2015, e que tal rescisão se efetivaria no prazo de 31 dias. Assim, a EPE optou por prorrogar o contrato de locação até o dia 20.10.2015, para que a térmica não fosse paralisada. De toda forma, não houve interrupção no abastecimento da UTE Cuiabá quando da transição da operação entre a locatária Petrobras e os proprietários. [20] Conforme demonstram p. ex. os documentos anexos à peça SEI nº 0142830 (versão confidencial: SEI nº 0142832. [21] Em 25 de fevereiro de 2016, o CMSE decidiu retirar do despacho as usinas com CVU superior a R$ 250/MWh, a partir de 1º de março de 2016. Na mesma data, o colegiado também definiu o desligamento das usinas com CVU superior a R$211/MWh, a partir de 1º de abril de 2016. Disponível em: http://www.brasil.gov.br/infraestrutura/2016/05/usinas-termicas-que-geram-energia-mais-cara-serao-desligadas. Acesso em 13.10.2017.

[22] [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES] [23] Retomando os pressupostos para se verificar a ocorrência de uma infração à ordem econômica, é preciso investigar: (i) se houve recusa de contratar; (ii) caso constatada a recusa de contratar, se existia uma obrigação de fornecimento, por qualquer motivo; (iii) se era razoável a conduta do agente econômico que recusou a venda, do ponto de vista de sua estratégia comercial; (iv) se havia intenção de dominar mercado ou eliminar a concorrência; e (v) quais seriam os efeitos potenciais da conduta. [24] Vide Anexo I da Resolução Cade nº 20, de 9 de junho de 1999. [25] Vide Nota técnica nº 12/2016/CGAA4/SGA1/SG/CADE, Processo Administrativo nº08012.011881/2007-4. [26] Cade. Guia Prático do Cade: a defesa da concorrência no Brasil. 3ª edição revista, ampliada e bilíngue. Disponível em: http://www.cade.gov.br/publicacoes/guia_cade_3d_100108.pdf. Acesso em: 16.10.2016. [27] Anexo I à resolução Cade nº 20, de 9 de junho de 1999. [28] Anexo I à resolução Cade nº 20, de 9 de junho de 1999. [29] Representante: Steel Placas Indústria e Comércio Ltda., Representados: Comepla Indústria e Comércio e outros, julgado em 23.5.2012. [30] Vide Nota Técnica nº 12/2016/CGAA4/SGA1/SG/CADE, Processo Administrativo nº 08012.011881/2007-41. [31] V. classificação do voto do relator no AC nº 08012.006171/2010-03 (AC GBD), com base no Parecer da Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda – SEAE/MF naqueles autos (fls.

496 e ss., autos públicos daquele AC). Para uma visualização completa da cadeia de gás natural no Brasil, v. Nota Técnica Conjunta ANP nº 002/2011-CDC-SCM (fls. 226 e ss., autos públicos do IA nº 08012.002600/2014-30). [32] Existem exceções pontuais ao monopólio da Petrobras. Por exemplo, é possível também que uma empresa independente, produtora de gás natural, utilize seu próprio gás para consumo cativo no decorrer de seu processo produtivo, sem, contudo, ofertar gás no mercado. Ainda, a MTGás, distribuidora estadual do Mato Grosso, controlada pelo estado, possui uma conexão direta com a produtora boliviana e consegue negociar seu gás diretamente com a Bolívia. Também as Requerentes, no curso do presente processo, celebraram um contrato de compra e venda de gás, mas sujeito à sobra do insumo de contratos tidos como prioritários pela YPFB. [33] Fonte: Anuário Estatístico ANP, 2017. Tabela 2.12. Disponível em: http://www.anp.gov.br/wwwanp/publicacoes/anuario-estatistico/3819-anuario-estatistico-2017. Acessado em 16.10.2017. [34] Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, MME, junho de 2017. Disponível em: http://www.mme.gov.br/documents/1138769/12566999/Boletim+Mensal+de+Acompanhamento+da+Ind%C3%BAstria+de+G%C3%A1s+Natural_Junho2017+ok.pdf/eff5c15f-7601-4eca-b537-42ebcb1d29c3. Acessado em 16.10.2017. [35] Fonte: ANEEL, BIG – Banco de Informações de Geração. Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm.

Acesso em 9.10.2017. [36] Fonte: Relatório de informações gerenciais Aneel, junho de 2017. Disponível em: http://www.aneel.gov.br/documents/656877/14854008/Boletim+de+Informa%C3%A7%C3%B5es+Gerenciais+2%C2%BA+trimestre+de+2017/6f1fac17-8146-4a17-508a-567419d35fae. Acesso em 17.10.2017. [37] V. p. ex., Atos de Concentração nº 08700.00360/2015-11, nº 08700.004025/2015-91 e nº 08700.006300/2015-10. [38] Dados do BIG/ANEEL disponíveis em: http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm. Acesso em: 17.10.2017. [39] Dados do BIG/ANEEL disponíveis em: http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp. Acesso em: 17.10.2017. [40] Vide anexo 4 do Documento SEI nº (0392499). [41] Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, MME, dezembro de 2015. Disponível em: http://www.mme.gov.br/documents/1138769/1732803/Boletim_Gas_Natural_nr_106_dez_15.pdf/beb3359c-43bc-47f6-9e49-167e442c1a73.Acessado em 16.10.2017. [42] Disponível em: http://www.anp.gov.br/wwwanp/publicacoes/anuario-estatistico/3819-anuario-estatistico-2017. Acessado em 19.10.2017. [43] BTU ou BTU (BRITISH THERMAL UNIT): significa a quantidade de energia necessária para se elevar a temperatura de uma massa de urna libra de água em um grau fahrenheit. Um milhão de BTU (MMBTU ou MMBtu) equivale a 26,8081 metros cúbicos de gás natural nas condições de referência. [44] Cópia do Contrato em anexo à resposta da Petrobras ao ofício 6596/2015.

Documento de acesso restrito SEI nº (0142836). Também na petição das Representantes em resposta ao Ofício 7184/2015 Documento de acesso restrito SEI nº (0148744) . [45] O termo Brent indica uma cotação de preços que é referência para a comercialização de petróleo nos mercados europeu e asiático. O petróleo Brent foi batizado assim porque era extraído de uma base da Shell chamada Brent (indica a origem do óleo e o mercado onde ele é negociado). Atualmente, a palavra Brent designa todo o petróleo extraído no Mar do Norte e comercializado na Bolsa de Londres. Fonte: IPEA. Disponível em: http://desafios.ipea.gov.br/index.php?option=com_content&view=article&id=2083:catid=28&Itemid=23. Acesso em 23.11.2017. [46] Disponível em: http://www.mme.gov.br/documents/1138769/12566999/Boletim+Mensal+de+Acompanhamento+da+Ind%C3%BAstria+de+G%C3%A1s+Natural_Junho2017+ok.pdf/eff5c15f-7601-4eca-b537-42ebcb1d29c3. Acessado em 23.10.2017. [47] O Henry Hub indica os preços praticados para comercialização do gás natural no mercado norte-americano na modalidade spot. [48] O gás de xisto ou gás não-convencional é um gás natural encontrado no interior de um tipo poroso de rocha sedimentar denominado xisto argiloso. Basicamente, possui a mesma composição química do petróleo, porém seu invólucro e modo de produção são diferentes. [49] [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA] [50] De acordo com a Portaria nº 428 de setembro de 2015, do Ministério de Minas e Energia: Art.

5º Não será qualificado tecnicamente pela EPE: I - o empreendimento termelétrico cujo CVU, calculado conforme o disposto no art. 5º da Portaria MME nº 46, de 9 de março de 2007, seja superior ou igual a R$ 350,00/MWh; [51] A lista das térmicas selecionadas no certame pode ser visualizada em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/oquefazemos_menu_lateral/leiloes?_afrLoop=370846216959492#!.%40%40%3F_afrLoop%3D370846216959492%26_adf.ctrl-state%3D1b6dkm9y93_4. Acesso em: 18.10.2017 [52] [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REPRESENTADA]. [53] Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, MME, dezembro de 2016. Disponível em: http://www.mme.gov.br/documents/1138769/1732803/Boletim_Gas_Natural_nr_118_DEZ_16.pdf/bc508598-e8dd-4bfb-abda-400d0fd10e02. Acessado em 16.10.2017. [54] As Representantes ainda mencionaram que o expressivo aumento do volume de gás reinjetado pela Petrobras consistiria supostamente em uma formação de estoque de insumo, ao mesmo tempo em que a Representada supostamente se recusaria a fornecer gás boliviano para a EPE. A esse respeito, a Petrobras esclarece que o gás reinjetado consiste no gás associado extraído das reservas do pré-sal, que (i) é parcialmente utilizado na própria extração do petróleo (autoconsumo), (ii) não pode ser escoado para o mercado consumidor (por conta da ausência de infraestrutura adequada de escoamento), (iii) nem tampouco queimado fora dos limites regulatórios (por questões ambientais). [55] Fonte:

Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, MME, junho de 2017. Disponível em: http://www.mme.gov.br/documents/1138769/12566999/Boletim+Mensal+de+Acompanhamento+da+Ind%C3%BAstria+de+G%C3%A1s+Natural_Junho2017+ok.pdf/eff5c15f-7601-4eca-b537-42ebcb1d29c3. Acessado em 16.10.201755. [56] PDEE 2024, pág. 246. Ministério de Minas e Energia, 2015. [57] PDEE 2024, pág. 16. Ministério de Minas e Energia, 2015. [58] Estima-se, por exemplo, que a Austrália tenha um custo do gás natural na boca do poço de US$ 4,46/MMBtu, implicando um preço de oferta do GNL para o Japão de US$ 11,51/MMBtu, incluindo neste valor os custos de movimentação do gás natural da boca do poço até o terminal de liquefação, o custo de liquefação, o frete marítimo, o custo de regaseificação no Japão e o custo de movimentação do gás natural do terminal de regaseificação até a entrada do citygate.O Canadá também apresenta estimativas de custo do gás natural na boca do poço da ordem de US$ 3,25/MMBtu, implicando em preço de oferta do GNL para o Japão de US$ 10,16/MMBtu. Mesmo no caso dos EUA, o preço de oferta do GNL no mercado japonês tem sido estimado na faixa de US$ 9,81/MMBtu. [59] Panorama da Indústria de Gás Natural na Bolívia. Empesa de Pesquisa Energética, 2017. Pág. 77. Disponível em: http://www.epe.gov.br/Petroleo/Documents/EPE%202017%20-%20Panorama%20da%20Ind%C3%BAstria%20de%20G%C3%A1s%20Natural%20na%20Bol%C3%ADvia%2022jun17.pdf. Acesso em 23.10.17. [60] Idem.

[61][ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS PARTES]. [62] Premissas sintetizadas no “indício ou fundado receio de que o representado, direta ou indiretamente, cause ou possa causar ao mercado lesão irreparável ou de difícil reparação, ou torne ineficaz o resultado final do processo”, art. 84 da Lei Federal nº 12.529/2011. [63] A Ata da referida reunião encontra-se disponível em: http://www.mme.gov.br/documents/10584/2139342/CMSE+-+Ata+da+185%C2%AA+Reuni%C3%A3o+%28Extraordin%C3%A1ria%29+%2819-09-2017%29.pdf/ce83f6ee-8b10-461a-a8d4-6705ff854213. Acessado em 24.10.2017. [64] Com relação à importação de energia, o MME informou que em breve deve ser publicada a Portaria para viabilizar a importação de energia elétrica interruptível da Argentina e ampliar as possibilidades de importação do Uruguai. Quanto às medidas de otimização das transferências de energia entre os subsistemas, o ONS apresentou alguns cenários previstos de escoamento de energia das usinas da região Norte e respectivos limites associados à transmissão. Quanto à flexibilização de restrições hidráulicas, o ONS apresentou como medida adicional a possibilidade de flexibilização da operação do reservatório da Usina Hidrelétrica de Itaipu e informou que tal medida já se encontra em tratativa junto à usina. De acordo com a Ata da referida reunião, tais medidas não impactam em aumento de custo para o sistema, sendo, portanto, viáveis de serem implantadas.

Todavia, em relação ao despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito, os custos associados se mostraram elevados quando comparados com o pequeno aumento proporcionado ao reservatório equivalente dos subsistemas. Assim, o CMSE não recomendou a geração termelétrica fora da ordem de mérito após avaliação de custo-benefício. [65] Fonte: http://ons.org.br/Paginas/Noticias/20171004-notareuniaocmse.aspx. Acesso em 24.10.207. [66] Fonte: http://ons.org.br/Paginas/resultados-da-operacao/historico-da-operacao/cmo.aspx. Acesso em 24.11.2017. [67] Fonte: http://ons.org.br/Paginas/resultados-da-operacao/historico-da-operacao/cmo.aspx. Acesso em 27/03/.2018. [68] Disponível em: http://ons.org.br/Paginas/resultados-da-operacao/historico-da-operacao/cmo.aspx. Acesso em 27.3.2018