Requerimento de TCC nº 08700.003136/2019-12

SEI/CADE - 0634675 - Nota Técnica NOTA TÉCNICA Nº 31/2019/CGAA4/SGA1/SG/CADE Proponentes: Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Advogado(s): Alex Messeder e outros. EMENTA: Proposta de Termo de Compromisso de Cessação – TCC referente ao Inquérito Administrativo nº 08700.007130/2015-82. Investigação sobre Supostas práticas de exercício abusivo de posição dominante; discriminação entre adquirentes de bens ou serviços por meio da fixação diferenciada de preços; e recusa de contratar, por parte da Petróleo Brasileiro S.A. (“Petrobras”) no mercado gás natural no Brasil. VERSÃO Pública 1. INTRODUÇÃO Trata-se de proposta de Termo de Compromisso de Cessação (“TCC”) oferecida pela Petróleo Brasileiro S.A. (“Petrobras”) no âmbito do Inquérito Administrativo nº 08700.007130/2015-82 (“IA Abegás”). O IA Abegás apura as supostas práticas anticoncorrenciais consistentes no exercício abusivo de posição dominante, na discriminação entre adquirentes de bens ou serviços por meio da fixação diferenciada de preços, e na recusa de contratar. As condutas são passíveis de enquadramento nas hipóteses do art. 36, inciso I (limitar, falsear ou de qualquer forma prejudicar a livre concorrência ou a livre iniciativa), II (dominar mercado relevante de bens ou serviços) e IV (exercer de forma abusiva posição dominante);

combinados com o §3º, incisos III (limitar ou impedir o acesso de novas empresas ao 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), VII (utilizar meios enganosos para provocar a oscilação de preços de terceiros), 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) e XI (recusar a venda de bens ou a prestação de serviços, dentro das condições de pagamento normais aos usos e costumes comerciais), da Lei Federal nº 12.529/2011. A Representante, Abegás, é uma sociedade civil sem fins lucrativos constituída em 1990. Congrega, como associadas, as empresas concessionárias dos serviços de distribuição de gás canalizado dos vários estados brasileiros, acionistas e empresas participantes da indústria do gás no Brasil. Consta como Representada, no presente feito, 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.

De forma resumida, em sua petição inicial, a Representante alega que a Petrobras, por meio de sua política de preços e condições de contratação no mercado de distribuição e comercialização de gás natural, estaria incorrendo em condutas com efeito anticompetitivo de aumento arbitrário de lucros, exercício abusivo de posição dominante e falseamento ou prejuízo à concorrência, com suposto tratamento discriminatório e falta de transparência. Tais condutas teriam culminado na decisão da Petrobras, em meados de 2015, de retirar descontos que vinham sendo concedidos de forma regular e ininterrupta, ao longo de mais de quatro anos, sobre o preço do gás natural. Em sua denúncia inicial, além de solicitar a instauração de inquérito administrativo, a Representante requereu a concessão de medida preventiva no sentido de determinar que a Petrobrás retornasse a concessão dos descontos que vinham sendo aplicados sobre o preço dos contratos NPP (Nova Política de Preços) ao patamar de maio de 2015, até que demonstrasse o racional econômico para a retirada, ou até que apresentasse uma política comercial e de preços isonômica e transparente. Esse pedido de concessão de medida preventiva foi indeferido pelo CADE quando da instauração do referido inquérito administrativo, em 15.06.2016, com fulcro na Nota Técnica nº 19/2016/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 0210975).

Em 07.06.2018, o Despacho SG nº 703/2018 (SEI 0485819) determinou que o processo nº 08700.003335/2018-31 fosse apensado aos autos do IA Abegás. O novo processo originou-se a partir de Despacho proferido pelo Presidente do CADE, em 23.05.2018. No referido Despacho da Presidência, propôs-se ao Conselho do CADE que fosse solicitado à Superintendência-Geral (“SG”) a instauração de Inquérito Administrativo para investigar a atuação da Petrobrás no fornecimento de gás natural no setor de energia como um todo, em especial, para apurar eventuais abusos relacionados à discriminação injustificada e à imposição de dificuldade à criação e ao funcionamento de concorrentes e clientes. O Plenário do Tribunal do CADE, na 124º Sessão de Julgamento, realizada na mesma data, referendou o Despacho supramencionado. Assim, tendo em vista que o IA Abegás, em fase avançada de instrução, contemplava o escopo da solicitação apresentada no Despacho da Presidência, determinou-se que o novo Inquérito fosse apensado ao IA Abegás para investigação. Feita esta introdução, e antes de adentrar no mérito da proposta de TCC, cabe fazer um breve relatório sobre os processos. 2. RELATÓRIO Ao instaurar o IA Abegás, solicitou-se à Petrobras sua manifestação acerca da denúncia formulada pela Representante, por meio do Ofício nº 3336/2016/CADE (SEI nº 0219470), de 11.7.2016. Em 25.07.2016, houve nova manifestação da Abegás (SEI nº 0225825).

Nessa petição, a associação reitera os fatos denunciados na Representação e apresenta novo pedido de Medida Preventiva, porém restrito à suspensão dos efeitos das cláusulas de “Take or Pay” (Top) e “Ship or Pay” (SoP). Com vistas a possibilitar o contraditório, em 01.8.2016, enviou-se à Petrobras o Ofício nº 3706/2016/CADE (SEI nº 0227029) solicitando-se manifestação acerca da referida petição e pedido de medida preventiva da Representante. Adicionalmente, requisitou-se o mapeamento das condições de ToP e SoP presentes em todo o fornecimento de gás natural feito pela Petrobras. Em 23.08.2016, foi protocolada petição de resposta da Representada (SEI nº 0234367) tanto ao Ofício nº 3336/2016/CADE quanto ao Ofício nº 3706/2016/CADE. Em 30.03.2017, foram expedidos ofícios às seguintes Companhias Distribuidoras Locais (CDL): Gás de Alagoas S/A – Algás (Ofício 1490/2017, SEI nº 0314658); Companhia de Gás da Bahia – Bahiagás (Ofício 1491/2017, SEI nº 0314685); BR Petrobras Distribuidora S/A (Ofício 1492/2017, SEI 0314688); Companhia Distribuidora de Gás do Rio De Janeiro S/A – CEG RIO (Ofício 1494/2017, SEI 0314691); Companhia de Gás do Ceará – Cegás (Ofício 1495/2017, SEI nº 0314694); Companhia de Gás do Amazonas – Cigás (Ofício 1496/2017, SEI nº 0314695); Companhia de Gás de São Paulo – Comgás (Ofício 1500/2017, SEI 0314724); Companhia Paranaense de Gás – Compagás (Ofício 1501/2017, SEI nº 0314726); Companhia Pernambucana de Gás – Copergás (Ofício 1502/2017, SEI nº 0314728);

GASBRASILIANO Distribuidora S/A – Gasbrasiliano (Ofício 1503/2017, SEI nº 0314731); Companhia de Gás do Pará - GÁS DO PARÁ (Ofício 1504/2017, SEI nº 0314738); Companhia Maranhense de Gás – Gasmar (Ofício 1505/2017, SEI 0314746); Companhia de Gás de Minas Gerais – Gasmig (Ofício 1506/2017, SEI nº 0314748); GÁS NATURAL FENOSA (Ofício 1507/2017, SEI nº 0314753); Companhia de Gás do Estado do Mato Grosso do Sul - Msgás (Ofício 1509/2017, SEI nº 0314758); Companhia Paraibana de Gás – Pbgás (Ofício 1510/2017, SEI 0314761); Companhia Potiguar de Gás – Potigás (Ofício 1511/2017/CADE, SEI 0314768); Companhia de Gás de Santa Catarina – Scgás (Ofício 1512/2017, SEI 0314773); Sergipe Gás S/A – Sergás (Ofício 1513/2017, SEI nº 0314775) e Companhia de Gás do Estado do Rio Grande Do Sul – Sulgás (Ofício 1514/2017/CADE, SEI 0314776). Na mesma data, enviou-se à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP o Ofício nº 1515/2017 (SEI 0314778), solicitando sua manifestação acerca dos autos. Também em 30.03.2017, foi enviado à Petrobras o Ofício nº1769/2017 (SEI 0320204), solicitando o mapeamento das condições de precificação/comercialização de gás natural para todos os clientes da Representada, bem como informações sobre as tratativas em curso para renovação de contratos de fornecimento de gás natural ou renegociação de condições comerciais junto às CDLs.

Em 13.04.2017, a SG indeferiu o pedido de Medida Preventiva relativo à suspensão dos efeitos das cláusulas de Top e SoP, por meio do Despacho SG nº 488/2017 (SEI 0325163). Em linhas gerais, na ocasião, a SG concluiu que não foi possível verificar que a retirada dos descontos praticados pela Petrobras tenha provocado problemas financeiros e danos irreparáveis às distribuidoras, em virtude do pagamento das obrigações de ToP e SoP. Em 11.04.2017, foram recebidas as respostas da Algas (SEI 0324125) e da Potigás (SEI 0325463). Em 12.04.2017, a GAS DO PARA (SEI 0324784), a Sergás (SEI 0325716) e a MSGAS (SEI 0326857) apresentaram suas petições. As respostas da PBGAS (SEI 0325721), da SULGAS (SEI 0325573) da Cigás (SEI 0325181) foram recebidas em 13.04.2017. Em 17.04.2017 foi protocolada a petição da Gasmar (SEI 0325976), e em 19.04.2017 foi recebida a resposta da Copergás (0327442). As respostas da CEGAS (SEI 0327421), da SCGAS (SEI 0328204), da Bahiagás (SEI 0329649) e da Gasmig (SEI 0329304) foram recebidas em 19.04.2017, 24.04.2017, 25.04.2017 e 26.04.2017, respectivamente. Em 08.05.2017, a Compagás apresentou sua resposta (SEI 0332539). Em 11.05.2017, foram recebidas as respostas da CEG RIO (SEI 0334946) e da GAS NATURAL FENOSA (SEI 0335926). Já a petição da Gasbrasiliano (SEI 0337999) foi protocolada em 16.05.2017, e, por fim, em 22.05.2017 foi juntada a resposta da Comgás (SEI 0340326).

A resposta da Petrobras ao Ofício nº 1769 foi protocolada em 02.05.2017 (SEI 0331337), e em 21.06.2017 foi protocolada a resposta da ANP ao Ofício nº 1515 (SEI 0353095). A Abegás protocolou nova manifestação em 03.07.2017 (SEI 0357908). Nessa petição, a Representante reiterou as denúncias trazidas anteriormente e teceu comentários acerca das manifestações da Petrobras, da ANP bem como das CDLs. Em 12.03.2018, por meio do memorando nº 447/2018 (SEI 0449872), a SG encaminhou os autos do IA Abegás para manifestação do Departamento de Estudos Econômicos do CADE (DEE). Solicitou-se, em especial, a avaliação dos efeitos da ausência de instrumento contratual que regulasse as condições comerciais para o abastecimento de gás natural necessário às refinarias, fábricas de fertilizantes (FAFENs) e usinas termelétricas da Petrobras, cujo consumo ocorreria por meio de transferência interna, conforme afirmado pela Petrobras. Pediu-se avaliar, nesse contexto, os efeitos da ausência de compromissos de retirada mínima (ToP/SoP) na relação entre a Petrobras e suas unidades próprias. Em 07.06.2018, o DEE enviou à Abegás o Ofício nº 2444/2018 (SEI 0486330) solicitando informações adicionais e esclarecimentos acerca de determinadas práticas denunciadas na petição inicial, a saber: (i) suposto abuso nas cláusulas de ToP e SoP; (ii) suposta prática de margin squeeze; (iii) suposta prática de preço abusivo; e (iv) suposta recusa de contratar.

Na mesma data, o Despacho SG nº 703/2018 (SEI 0485819) determinou que o processo nº 08700.003335/2018-31 fosse apensado aos autos do IA Abegás. Conforme mencionado, o referido processo originou-se a partir de Despacho proferido pelo Presidente do CADE, em 23.05.2018, e referendado pelo Plenário do Tribunal do CADE, na 124º Sessão de Julgamento. Diante da juntada do novo processo ao IA Abegás, solicitou-se que a manifestação do DEE em resposta ao memorando nº 447/2018 contemplasse a avaliação de supostas condutas anticompetitivas da Petrobrás no mercado de distribuição e comercialização de gás natural como um todo, incluso possíveis condutas envolvendo o fornecimento deste insumo para o setor de geração de energia. Em 06.06.2018, foi enviado pelo DEE o Ofício Confidencial nº 2417/2018, solicitando à GASMIG esclarecimentos acerca da resposta apresentada ao Ofício nº 1506/2017 enviado pela SG. A resposta da GASMIG foi recebida em 29.06.2018 (SEI 0494660). Em 25.07.2018, a Abegás protocolou resposta (SEI 0504640) ao Ofício nº 2444/2018 do DEE. Em 11.10.2018, o DEE enviou Ofícios às empresas Shell Brasil Petróleo Ltda. (“Shell”) (Ofício nº 4905/2018, SEI 0535889); REPSOL SINOPEC BRASIL S/A (“Repsol”) (Ofício nº 4906/2018, SEI 0535893); e QUEIROZ GALVÃO EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO S.A. (“QGEP”) (Ofício nº 4907/2018, SEI 0535894).

Em suma, o DEE solicita informações acerca da atuação das empresas no mercado de exploração e comercialização de gás natural no Brasil, bem como sobre as eventuais relações comerciais com a Petrobrás, CDLs e/ou termelétricas. A resposta da Repsol foi protocolada em 01.11.2018 (SEI 0543041), a da Shell em 30.11.2018 e da QGEP em 04.12.2018. Em 16.11.2018, o DEE enviou o Ofício nº 5382/2018 (SEI 0548630) para a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. No referido documento, o DEE indaga se a Agência tem conhecimento de supostas práticas anticompetitivas da Petrobras que poderiam afetar, de alguma forma, os mercados regulados pela ANEEL ou mesmo os consumidores. A resposta da Agência foi recebida em 17.12.2018 (SEI 0560256). Em 07.12.2018, o DEE enviou à Abegás o Ofício nº 5954/2018 (SEI 0557369), em que questiona se a realização da Chamada Pública para contratação da capacidade de transporte no Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) modificaria o debate sobre recusa de contratação apresentado nestes autos. A resposta da Abegás foi recebida em 10.01.2019 (SEI 0567101). Ainda em 07.12.2018, o DEE expediu ofícios confidenciais às seguintes CDLs: Algás (Ofício nº 5938/2018, SEI 0557127); Sergás (Ofício nº 5952/2018, SEI 0557358); Cigás (Ofício nº 5944/2018, SEI 0557189); MSgás (Ofício nº 5949/2018, SEI 0557298); Sulgás (Ofício nº 5953/2018, SEI 0557364); PBgás (Ofício nº 5950/2018, SEI 0557306);

Cegás (Ofício nº 5941/2018, SEI 0557166); Copergás (Ofício nº 5948/2018, SEI 0557277); SCgás (Ofício nº 5951/2018, SEI 0557348); Bahiagás (Ofício nº 5939/2018, SEI 0557147); Gasmig (Ofício nº 5955/2018, SEI 0557380); Compagás (Ofício nº 4904/2018, SEI 0557256); Gás Natural Fenosa (Ofício nº 5942, SEI 0557171); Comgás (Ofício nº 5945, SEI 0557198). De forma geral, o objetivo foi (i) [ACESSO RESTRITO AO CADE] A resposta da Sulgás foi recebida em 31.01.2019 (SEI 0575101); a da Algás em 23.01.2019 (SEI 0571632); a da Sergás em 04.02.2019 (SEI 0575973); a da Cigás em 09.01.2018 (SEI 0566623); a da MSgás em 21.01.2019 (SEI 0574457); a da PBgás em 01.02.2019 (SEI 0575577); a da Cegás em 24.01.2019 (SEI 0574439); a da Copergás em 30.01.2019 (SEI 0574646); a da SCgás em 11.02.2019 (SEI 0579497); a da Gasmig em 18.01.2019 (SEI 0570502) a da Compagás em 28.01.2019 (SEI 0573943); a da Gás Natural Fenosa em 09.01.2019 (SEI 0566581); a da Comgas em 24.01.2019 (SEI 0572675). Até o presente momento, não foi recebida a resposta da Bahiagás. Em 10.12.2018, o DEE enviou à Enel o Ofício 5961/2018 (SEI 0557694), com o intuito de averiguar supostas desavenças e eventual recusa de contratação de suprimento de gás natural entre Petrobras e Enel, para atendimento da térmica TermoFortaleza.

A resposta foi recebida em 26.02.2019 (SEI 0589857) O DEE enviou, em 01.04.2019, o Ofício nº 2135/2019 à Abrace (Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres) solicitando manifestação da associação quanto ao mérito do processo. A resposta foi protocolada em 12.04.2019 (SEI0604323). Em 12.04.2019 também foi protocolada manifestação da Associação Brasileira das Indústrias de Vidro - Abividro (SEI 0603655). Em 12.06.2019, o Despacho SG Nº 769/2019 determinou que os autos dos Processos nº 08700.009007/2015-04 e nº 08700.002318/2018-87 fossem apensados ao IA Abegás, tendo em vista o requerimento de ÂMBAR ENERGIA LTDA. (SEI 0625456), para que se considerasse as diligências produzidas no âmbito do Inquérito Administrativo n. 08700.009007/2015-04 e do Recurso Voluntário 08700.002318/2018-87, ao investigar a conduta da Petrobras no mercado de venda de gás natural para termelétricas. Em 18.06.2019, foi apresentada manifestação pelas empresas Âmbar e GOM acerca deste Inquérito Administrativo e sugestões de medidas para um possível TCC no mercado de geração de energia termelétrica movida a gás (SEI 0628365). Por fim, em 01.07.2019, a Abegás protocolou nova manifestação em que apresenta considerações acerca de um possível TCC a ser celebrado no âmbito deste inquérito. É o relatório. 3.

DA INVESTIGAÇÃO 3.1 Da Denúncia Conforme relatado, o Inquérito em tela trata de supostas condutas anticompetitivas que estariam sendo praticadas pela Petrobras, consistentes no exercício abusivo de posição dominante, na discriminação entre adquirentes de bens ou serviços e na recusa de contratação. Em resumo, a associação considera que a Petrobras tem exercido sua posição dominante de forma abusiva, para aumentar arbitrariamente seus lucros, tendo em vista os seguintes fatores: Imposição de condições contratuais obscuras e discriminatórias, por meio de uma precificação pouco transparente dos valores relativos à molécula do gás e ao transporte do insumo; Preço excessivo em virtude da retirada injustificada e abusiva dos descontos anteriormente concedidos ao preço do gás natural ofertado por meio do NPP. Como consequência, grande parte das CDLs tem pago elevados valores de ToP e SoP devido à redução na demanda de gás natural, levando ao risco de insolvência e de interrupção do fornecimento de gás natural; Alavancagem da comercialização de energéticos substitutos ao gás natural - especialmente o óleo combustível - em que a Petrobras também deteria posição monopolista na produção, comercialização e/ou distribuição. De acordo com a Abegás, a retirada dos descontos teria acarretado perda de competitividade do gás natural frente ao óleo combustível, de forma a facilitar a comercialização desse, já que haveria um excesso de oferta;

Discriminação entre adquirentes de bens ou serviços por meio de fixação diferenciada de preços e demais condições comerciais (cláusulas ToP e SoP, por exemplo), ao supostamente conferir tratamento diferenciado para suas empresas controladas e integradas verticalmente, o que prejudicaria agentes que concorrem com as controladas (FAFENs, refinarias e termelétricas) pela aquisição do gás natural; Recusa de contratar, devido à não concessão de acesso às infraestruturas essenciais (gasodutos, unidades de processamento e plantas de regaseificação existentes entre elos da distribuição e transporte) ou às fontes produtoras para que os demandantes possam importar ou adquirir gás natural de terceiros não relacionados à Petrobras. A recusa de contratar também estaria relacionada à falta de clareza na precificação de custos de transporte, com o agravante de inexistir rivalidade efetiva. 3.2 Do Setor de Gás Natural A cadeia de produção do gás natural no Brasil segue basicamente a lógica da estrutura de produção de petróleo, dividida em três segmentos principais: upstream, midstream e downstream. O nível upstream abrange desde a exploração de áreas viáveis de extração até a produção, processamento e o escoamento a refinarias, ou, alternativamente, a importação. O midstream compreende o transporte em dutos de alta pressão.

Por fim, o downstream consiste na distribuição local de gás através de dutos de média e baixa pressão ou de caminhões de gás liquefeito (GNL) ou comprimido (GNC)[1], até os clientes finais - consumidores residenciais, comercias e industriais, ou usinas termoelétricas. O gás produzido em território nacional deve passar por unidades de processamento de gás natural (UPGNs), nas quais o gás natural é tratado para sua adequação às especificações de qualidade, antes de ser introduzido na rede de transporte, em procedimento análogo ao tratamento dado ao petróleo nas refinarias. No caso do gás importado por meio de dutos, o país detém infraestrutura para obter o insumo da Argentina, por meio do Uruguaiana-Porto Alegre, e gás proveniente da Bolívia, através dos gasodutos Lateral-Cuiabá e Bolívia-Brasil (GASBOL) [2]. Já a importação de GNL (usualmente por meio de navios) requer a existência de terminais regaseificadores, responsáveis pela transformação do gás em estado liquefeito para seu estado gasoso, para então introduzi-lo na malha de transporte. Uma vez processado ou regaseificado, o gás natural é destinado a gasodutos de transporte que serão responsáveis por movimentá-lo até instalações de estocagem, e daí até outros gasodutos de transporte e pontos de entrega às distribuidoras estaduais de gás natural (“city-gates”). Por sua vez, as distribuidoras estaduais efetuam a entrega do insumo ao cliente final[3]. A figura abaixo ilustra as principais etapas descritas.

Figura 1 – Cadeia de valor do Gás Natural Fonte: Mitsui gás (http://www.mitsuigas.com.br/site/index.php/pt/nosso-negocio) Outro importante aspecto do mercado de gás natural é seu funcionamento como uma indústria de rede. Esse tipo de configuração é marcado pela presença de um conjunto de atividades necessárias à operação eficiente para a prestação de um serviço. Essas atividades, embora distintas, são interdependentes. Dessa maneira, os diferentes segmentos da cadeia em uma indústria de rede são interligados, havendo uma relação sistêmica entre cada um deles. No caso do gás natural, essas atividades podem ser divididas em produção, importação, processamento, transporte, estocagem, comercialização e distribuição[4]. Assim, para que o serviço seja prestado com qualidade e sem interrupção, é importante a coordenação entre os diferentes segmentos. Esse é um dos motivos que impulsionam uma maior integração vertical dos agentes em indústrias de rede. De forma análoga, a lógica econômica também tende a promover uma integração das atividades, a fim de que a indústria possa auferir os benefícios decorrentes desta coordenação, como ganhos de escala, de escopo e redução dos custos de transação. Conforme relata a ANP, essa tendência de integração é reforçada pela necessidade de sincronização entre a oferta e a demanda do produto, outra especificidade do setor.

Esse aspecto é de extrema importância para as decisões de investimento, pois o desenvolvimento de campos de produção, por exemplo, está condicionado à existência de demanda para o gás produzido, o que impõe a realização de investimentos de forma coordenada ao longo da cadeia produtiva. Estes, quando efetuados por empresas distintas, exigem elevados esforços de coordenação, implicando custos de transação significativos. Contudo, se por um lado esses aspectos permitem à empresa integrada obter os benefícios gerados pela coordenação, por outro, podem resultar na adoção de práticas discriminatórias e anticompetitivas, como o exercício abusivo do poder de mercado e a adoção do mecanismo de subsídios cruzados entre os diferentes segmentos da indústria, dificultando a entrada de outras empresas no mercado, por exemplo. A fim de evitar esses efeitos anticompetitivos, é necessário que haja um nível de separação mínima entre os segmentos da cadeia. Assim, mesmo que uma empresa seja verticalizada, é importante que ao menos a contabilidade das distintas atividades seja feita de forma separada. No caso específico da indústria de gás natural, a natureza das atividades pode admitir diferentes níveis de competição. Há segmentos nos quais é possível introduzir a competição (segmentos concorrenciais) e segmentos com características de monopólio natural (segmentos nos quais a alocação eficiente de recursos ocorre quando apenas uma firma é a prestadora do serviço).

A presença de atividades nas quais há monopólios torna a transação mais complexa, estimulando a verticalização entre os diferentes segmentos da cadeia. Conforme esclarece a ANP[5], a reforma na indústria de gás natural no Brasil, por meio do Art. 65 da Lei nº 9.478/1997, exigiu da Petrobras não apenas a separação contábil da atividade monopolística da cadeia, mas também a separação jurídica, quando determinou que a Petrobras constituísse uma empresa subsidiária para construir e operar os dutos de transporte do energético. Entretanto, não foram estabelecidos limites para a participação de grupos econômicos nos diferentes segmentos da cadeia do gás natural. Posteriormente, a Lei nº 11.909/2009 (Lei do Gás) estendeu aos demais agentes da indústria tratamento semelhante ao conferido à Petrobras (Art. 3º, § 3º), quando determinou que o exercício do transporte do gás natural é exclusivo de empresas transportadoras de combustíveis, que podem também exercer a atividade de estocagem de gás natural, mas mantendo a contabilidade separada. De acordo com o arcabouço legal atualmente vigente no Brasil, o transporte de gás natural implica, necessariamente, a existência de dois tipos de agentes, denominados transportador e carregador.

O primeiro detém a propriedade e o controle das atividades de transporte, ou seja, é o responsável por receber o gás natural na entrada de suas instalações (o ponto de recebimento do gasoduto de transporte) e disponibilizá-lo no ponto de entrega acordado com o carregador. O carregador, por sua vez, é o proprietário do gás natural e contratante do serviço de transporte. Segundo a ANP[6], em razão do estado ainda incipiente da indústria do gás natural brasileira e da concentração dos ativos de produção e processamento por um único agente, o exercício da atividade de carregador é, historicamente, realizado por um produtor – a Petrobras, que se utiliza dos serviços prestados pelo transportador para entregar o gás ao agente comprador, que pode ser uma distribuidora estadual, um comercializador ou um consumidor livre[7]. É verdade que a segmentação da atividade de transporte e a separação jurídica dos diferentes entes foram avanços alcançados por meio da Lei do Gás - corroborando o modelo já estabelecido na Lei nº 9.478/1997, no sentido de permitir uma maior competição no setor. Ao mesmo tempo, nota-se um movimento crescente da Petrobras para alienação de determinados ativos a fim de reduzir o endividamento da empresa e abrir a possibilidade de novos investimentos. Contudo, constata-se que essas medidas, embora importantes, não se mostraram suficientes para garantir uma concorrência efetiva nas atividades potencialmente competitivas da cadeia.

Em que pese os esforços empreendidos pela ANP e pelo Governo Federal para que fosse introduzida a concorrência no suprimento de gás natural às distribuidoras, e embora tenha havido a entrada de novos agentes no segmento produtor, de fato, a Petrobras continua a ser a principal ofertante de gás natural no país, com elevado poder de mercado no setor, e possibilidade de adotar condutas anticompetitivas que podem afetar negativamente a concorrência nesse mercado, conforme será visto em maiores detalhes adiante. 3.3 Da Posição Dominante da Petrobras e Possíveis Indícios de Condutas Anticompetitivas Como visto, pode-se delimitar os mercados relevantes afetados em função das já descritas etapas da cadeia do gás natural, agrupadas de forma mais abrangente em mercado upstream, midstream e downstream. O segmento upstream compreende basicamente (i) a exploração e produção (E&P); (ii) o escoamento; (iii) o processamento e (iii) a importação. Conforme esclarece a ANP[8], a Emenda Constitucional nº 09/1995 introduziu a concorrência na exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil por meio dos leilões promovidos pela Agência. Desde então, várias descobertas foram possíveis e até novas bacias puderam ser exploradas, uma vez que qualquer empresa, inclusive a Petrobras, poderia formar consórcios, reduzindo seu risco exploratório e possibilitando a diversificação do seu portfólio de projetos.

Com efeito, novas empresas passaram a operar no mercado brasileiro de exploração de petróleo, como Shell Brasil, Petrogal Brasil e Repsol Sinopec. Contudo, os dados divulgados no Anuário Estatístico 2017 da ANP revelam que o elevado poder de mercado da Petrobras no segmento de exploração e produção se manteve. De acordo com a publicação, a Petrobras ainda é responsável por 76,6% da produção interna de gás natural[9]. Em relação às etapas de escoamento e processamento, como a maior parte do gás natural produzido no Brasil é de origem associada ao petróleo em campos marítimos de águas profundas e situados longe da costa, faz-se necessária grande escala de produção para viabilizar economicamente os vultosos investimentos em gasodutos de escoamento e nas unidades de processamento de gás natural (UPGNs). Em regra, esses gasodutos são ativos de propriedade do consórcio detentor da concessão de cada campo produtor, e, na maioria dos casos, tais consórcios são formados pela Petrobras e parceiros. Contudo, mesmo que sejam também de propriedade de parceiros, por questões logísticas, tais gasodutos de escoamento se conectam a alguma infraestrutura integralmente detida pela Petrobras, como um gasoduto de escoamento de um outro campo, uma plataforma de um outro campo, ou ainda uma UPGN. Conforme destaca a ANP, o ponto de transferência de propriedade do gás é diretamente relacionado à participação acionária do vendedor na infraestrutura à jusante na cadeia de produção.

Nota-se, portanto, que os produtores privados tendem a vender praticamente toda sua produção dos campos para a Petrobras, em contratos de longo prazo. Esse cenário de elevado poder de mercado da Representada na etapa de escoamento é agravado pelo fato de a Lei do Gás dispor que não há obrigatoriedade de a Petrobras ceder o acesso de terceiros a suas infraestruturas. Conforme o Art. 45 da mesma Lei, in verbis: Os gasodutos de escoamento da produção, as instalações de tratamento ou processamento de gás natural, assim como os terminais de liquefação e regaseificação, não estão obrigados a permitir o acesso de terceiros. O Decreto nº 7.382/2010 (alterado pelo Decreto nº 9.616/2018), contudo, estabelece que: Art. 62. Os gasodutos de escoamento da produção, as instalações de tratamento ou processamento de gás natural, assim como os terminais de GNL e as unidades de liquefação e de regaseificação, não estão obrigados a permitir o acesso de terceiros. Parágrafo único. A negativa de acesso que configure conduta anticompetitiva sujeitará os agentes às sanções cabíveis, conforme o disposto na Lei nº 12.529, de 30 de novembro de 2011. Como os gasodutos de escoamento possuem características de monopólio natural – em que os investimentos necessários são tão vultosos que não justificam a duplicação da estrutura, podem ser considerados facilidades essenciais.

Assim, a recusa injustificada de acesso a essas estruturas pode ser configurada como conduta anticompetitiva, conforme o decreto supracitado. A posição da Petrobras de detentora da estrutura à jusante gera um cenário em que a empresa teria capacidade e incentivo para adotar uma prática de fechamento. O fato de os produtores venderem praticamente toda a sua produção de gás para a Petrobrás pode apontar para indícios de que essa conduta pode estar, de fato, ocorrendo. Com relação às unidades de processamento de gás natural, a situação de poder de mercado da Petrobras é semelhante. Das catorze UPGNs existentes no país, treze são da Petrobras (a única UPGN que não é de propriedade integral da Petrobras é a Estação Vandemir Ferreira). Em termos de capacidade de processamento, a Petrobras detém 99% da capacidade total, de 95,65MMm3/dia, conforme dados da ANP[10]. Assim como ocorre no caso dos gasodutos de escoamento, a Lei do Gás não obriga a concessão de acesso de terceiros às UPGNs. Diante desse cenário, os produtores não possuem poder de negociação suficiente para que consigam carregar suas parcelas de gás pelas infraestruturas controladas pela Petrobras, a fim de realizar a venda diretamente ao mercado.

Portanto, de forma análoga aos gasodutos de escoamento da produção, as UPGNs representam uma barreira significativa à entrada no mercado e são consideradas infraestruturas essenciais, ou seja, às quais o acesso é imprescindível para que novos produtores possam vender suas parcelas de gás natural diretamente ao mercado, promovendo a necessária concorrência na oferta de gás natural. Como também constata a ANP: o poder de mercado do agente incumbente ao longo de todas as etapas da cadeia de valor é tão significativo que resta aos outros produtores vender suas parcelas de gás à única compradora, configurando, assim, um monopsônio antes das etapas de escoamento e processamento, que adiciona uma transação de compra e venda desnecessária e ineficiente na cadeia de valor do gás natural. Ainda sobre o segmento upstream, de forma alternativa à exploração e produção em território nacional, o gás natural necessário para suprir a demanda interna pode ser obtido por meio de importação. A importação de gás natural no Brasil ocorre basicamente via terminais de GNL ou gasodutos. O GNL tem papel estratégico na segurança de fornecimento de gás natural no Brasil, pois permite flexibilidade de suprimento ao mesmo tempo que diversifica as fontes de oferta desse energético. O gás natural, após a extração na forma gasosa, é liquefeito a baixas temperaturas, e seu transporte até o local de recepção é feito em navios especialmente construídos para esse propósito.

Os terminais para desembarque do gás situam-se junto aos centros de consumo, em locais de águas profundas e abrigadas. Seus principais elementos são os tanques de estocagem e os regaseificadores, além dos equipamentos complementares. Os terminais regaseificadores tem a finalidade de converter o gás natural novamente para seu estado gasoso, para então ser introduzido na malha de transporte. Dessa forma, o gás natural regaseificado é movimentado até instalações de estocagem, outros gasodutos de transporte e até aos pontos de entrega às distribuidoras estaduais. Atualmente, existem três terminais de GNL autorizados a operar no Brasil: Baía de Guanabara/RJ (Terminal BGB), Salvador/BA (TRBA) e Pecém/CE (Terminal de Pecém), todos de propriedade e operados pela Petrobras. Embora a ociosidade dos terminas de GNL da Petrobras seja elevada, conforme atestam os dados apresentados pela ANP[11], a Agência relata que são poucos os casos de gentes da indústria que realizaram tratativas comerciais para tentar obter acesso a estas instalações de regaseificação, e ainda ressalta que nenhuma das tratativas resultou na celebração de um acordo de uso de Terminal de GNL. Em que pese a Lei n° 11.909/2009, em seu art. 45, não obrigar que os operadores dos Terminais de GNL permitam o acesso de terceiros às suas instalações, é patente que tais terminais representam uma importante via de entrada de novos supridores no mercado de gás natural no Brasil.

O fato de a Petrobras deter a totalidade desses terminais que, embora ociosos, não são utilizados por terceiros, confirma o elevado poder de mercado da Representada também nesse elo da cadeia, além de um possível indício de conduta anticompetitiva caso a Petrobras esteja dificultando o acesso a essa estrutura de maneira injustificada. O controle exercido pela Petrobras nessa etapa representa mais uma elevada barreira à entrada de novos fornecedores, e arrefece a competição potencial no mercado de comercialização de gás natural. Ainda com relação à importação de gás natural, cabe mencionar que o Brasil também possui a capacidade de importar esse insumo na forma gasosa, por meio de gasodutos de transporte. O país detém estrutura dutoviária para obter gás de origem argentina, por meio do Uruguaiana-Porto Alegre, e boliviana, através dos gasodutos Lateral-Cuiabá e Bolívia-Brasil (GASBOL[12]). O GASBOL é responsável pelo transporte de quase todo o gás natural importado por dutos, e a Petrobras figura como carregadora e comercializadora exclusiva do gás boliviano[13]. Assim, em termos de volume importado por meio dutoviário, constata-se que a Petrobras é praticamente monopolista no segmento. Com efeito, os dados apresentados pela ANP demonstram que a Petrobras respondeu por mais de 99% do gás natural importado por meio dutoviário, de 2010 a 2018.

Além de contratar a totalidade da capacidade do GASBOL, a Petrobras também é detentora exclusiva do contrato de fornecimento de gás natural com a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), a única fornecedora de gás natural boliviano. Embora a vigência desse contrato expire no final de 2019, existe a possibilidade de prorrogação do instrumento, tendo em vista a previsão de recuperação do volume de gás pago e não retirado pela Petrobras, conforme cláusula de take or pay. Portanto, o poder de mercado da Petrobras mostra-se bastante elevado seja na importação de GNL, seja na importação do gás natural por meio de dutos. O controle dos terminais de regaseificação, dos dutos de transporte e a exclusividade de contratação junto ao fornecedor boliviano dificultam a entrada de novos agentes ofertantes no Brasil, e mitigam a possibilidade de competição efetiva. Há ainda indícios de que a Petrobras não só detém elevado poder de mercado, como também o utiliza para manter seu monopólio. Tecidas essas considerações sobre o poder de mercado da Petrobras no segmento upstream da cadeia de gás natural, passa-se a analisar o elo midstream, que contempla basicamente a etapa de transporte. Por exigência legal, a Petrobras não pode atuar diretamente em atividades de transporte. De acordo com o Art. 65 da Lei do Petróleo, in verbis:

A PETROBRÁS deverá constituir uma subsidiária com atribuições específicas de operar e construir seus dutos, terminais marítimos e embarcações para transporte de petróleo, seus derivados e gás natural, ficando facultado a essa subsidiária associar-se, majoritária ou minoritariamente, a outras empresas. Para atender ao disposto na Lei, a Petrobras constituiu diversas subsidiárias, cada qual desempenhando um papel distinto no segmento, com destaque para a Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil-Bolívia (TBG) e a Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG). No cenário atual, dos cerca de 9.410 km de rede de transporte existentes, aproximadamente 69% da extensão gasodutos são operados pela Transpetro, uma subsidiária integral da Petrobras, e o restante pelas demais transportadoras atuantes no setor: TBG, Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB) e GasOcidente do Mato Grosso Ltda. (GOM)[14]. Destas últimas, a única que não possui participação da Petrobras é a GOM[15]. A figura abaixo ilustra a infraestrutura de transporte de gás natural no Brasil. Figura 2 – Infraestrutura de Transporte de Gás Natural no Brasil Fonte: ANP Além de possuir participação acionária nas transportadoras TBG (51% Petrobras Logística), TAG (10% Petrobras), TSB (25% Petrobras Logística), a Petrobras possui ainda o direito de nomear dois dos dez membros do Conselho de Administração da NTS, apesar de possuir apenas 10% de participação acionária nessa empresa.

A ANP ressalta que, a despeito de a Petrobras possuir menos de 20% de participação acionária na NTS, é possível inferir que a prerrogativa de indicar membros do Conselho de Administração é indicativo de uma relação de coligação com esta transportadora, tal como dispõe o § 40 do Art. 243 da Lei n° 6.404/76. Portanto, a Petrobras detém relação de controle e coligação com a maioria das transportadoras de gás natural no Brasil, à exceção da GOM. Como se não bastasse essa relação com as transportadoras, a Petrobras ainda contrata integralmente a capacidade de transporte disponível, ou seja, ela é a única carregadora do sistema. Com efeito, tendo em vista a forte influência exercida pela Representada sobre as transportadoras, não se vislumbram maiores incentivos pra que estas ofertem capacidade de transporte a outros agentes da indústria de gás natural. Conforme relata a ANP, esse comportamento pode ser constatado ao examinar o teor da correspondência TAG/DCO 0042/2018, de 17 de maio de 2018, por meio da qual a TAG encaminhou resposta à solicitação da Agência para revisão das informações acerca da disponibilidade de capacidade no sítio eletrônico da transportadora[16]:

Em atendimento ao Ofício ANP n° 0193/2018/SIM, de 12/04/2018, por meio do qual é solicitado à TAG o atendimento dos seus itens 6, 7 e 8, informamos primeiramente que o 'Relatório de Previsão de Disponibilidade e Ociosidade' publicado no site da TAG foi fundamentado nas informações prestadas pelo Carregador Petrobras, que detém contratos que abrangem todos os pontos de recebimento e pontos de entrega, nas capacidades máximas instaladas, dos respectivos sistemas de transporte, caracterizando a inexistência de capacidade disponível nesses pontos de recebimento e de entrega. Dessa forma, não há alteração a ser promovida nas informações publicadas no sítio eletrônico desta Transportadora. No que tange à carta TAG/DCO 0047/2017, informamos que, por ter sido verificado constante movimentação de volumes de gás natural, acima da QDC do CST Malha NE, a TAG, em cumprimento ao disposto no § 10 do Art. 31 da RANP n° 11/2016, informou a essa Agência a possibilidade de movimentar em seus sistemas de transporte um volume superior à capacidade atualmente disponível de movimentação nos dutos e não nos pontos de recebimento e pontos de entrega, que conforme parágrafo anterior, têm suas capacidades 100% contratadas pela PETROBRAS. (...) Sem a definição de pelo menos um perfil de referência para a utilização da capacidade atualmente contratada para os pontos de recebimento e de entrega, não é possível disponibilizar volume para contratação de serviço de transporte na modalidade firme.

(grifos original ANP) Nesse excerto, a TAG admite que há capacidade de movimentação em seus gasodutos, porém relata que tal capacidade não se encontra disponível, uma vez que a Petrobras contrata a totalidade da capacidade nos pontos de entrega e recebimento. Portanto, para além da Petrobras possuir relação de controle ou coligação com a quase totalidade das transportadoras de gás natural brasileiras, o fato de a Representada figurar atualmente como a única carregadora de gás natural do país reforça a percepção de elevado poder de mercado por ela detido também no segmento de transporte e de possível indício de conduta anticompetitiva, consubstanciada na imposição de barreiras artificiais à entrada. Finalmente, cabe analisar a atuação da Petrobras também no segmento downstream - etapa final da cadeia, ou seja, na comercialização e distribuição de gás natural. A atividade de distribuição de gás canalizado é responsabilidade das Unidades da Federação, por força da Constituição. O texto legal vigente determina que cabe aos Estados da Federação exercer o monopólio sobre a distribuição de gás canalizado. Em 1995, a Emenda Constitucional nº 5 passou a permitir que os Estados concedessem a empresas privadas a exploração dos serviços locais de gás canalizado. Na prática, isso significou que a Petrobras não mais poderia vender diretamente gás natural a consumidores finais.

Todavia, para manter sua presença nesse segmento, a empresa adotou a estratégia de deter participação societária em quase todas as companhias de distribuição local[17]. Segundo informa a ANP, atualmente a Petrobras possui participação acionária em vinte das vinte e sete concessionárias estaduais de distribuição no país[18] - sendo participação acionária indireta em dezenove delas, por meio de sua subsidiária Gaspetro, além de deter 100% de participação na distribuidora local de gás canalizado do estado do Espírito Santo, por meio da BR Distribuidora. Aquela participação acionária ainda confere à Petrobras o poder de nomear os diretores comerciais nessas distribuidoras, a partir de acordo de acionistas. Figura 3 – Participação acionária da Gaspetro nas Distribuidoras de GN Fonte: Relatório anual Gaspetro [19] Ou seja, o poder de mercado exercido pela Representada também no segmento downstream se reflete não somente no número de CDLs nas quais a empresa detém participação, mas sobretudo na prerrogativa de indicar os diretores comerciais dessas distribuidoras. Há nos autos indícios de que a Petrobras, ao possuir participação nas CDLs e nomear os diretores comerciais, poderia aumentar artificialmente a quantidade de gás requerida pela CDL, de forma a beneficiar a Petrobras e, por outro lado, possivelmente prejudicar a própria CDL. Tal prática, se confirmada, poderia ser agravada pelas cláusulas ToP e SoP, já que a CDL deveria pagar por parte do gás, mesmo sem recebe-lo de fato.

Em relação ao mercado termelétrico, conforme analisado em Inquérito Administrativo precedente[20], constata-se 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 conseguinte, além de ser a única vendedora de gás natural ao mercado nacional, a Representada também atua, em grande medida, como compradora em várias distribuidoras estaduais de gás canalizado, e também para as usinas termelétricas de sua propriedade. Além disso, a própria Representada afirmou[21] não possuir qualquer instrumento contratual com as empresas de seu grupo econômico para as quais fornece gás, tais como termelétricas e FAFENS. A ausência de condições contratuais existentes em contratos de terceiros, tais como as já mencionadas cláusulas de ToP e SoP também representam indícios de discriminação de condições comerciais. Esse cenário de elevada verticalização é absolutamente desfavorável ao ingresso de novos agentes independentes no mercado e à competição. 4.

DO TERMO DE COMPROMISSO DE CESSAÇÃO 4.1 Do Requerimento de TCC Tendo em vista os fatos narrados acima, a Representada Petrobras protocolou junto ao Cade, em 18 de junho de 2019, requerimento de abertura de processo de negociação de Termo de Compromisso de Cessação (TCC) (SEI 0628076). Na mesma data, por meio do Despacho SG nº 810/2019 (SEI 0628089) a SG determinou a abertura do período de negociações da Proposta de Compromisso de Cessação e instaurou comissão de negociação para analisar a proposta da Proponente. 4.2 Requisitos Legais e Regimentais para Celebração de TCC A Lei 12.529/11, em seu artigo 85, determina que nos casos de Procedimento Preparatório de inquérito administrativo para apuração de infrações à ordem econômica, de Inquérito Administrativo para apuração de infrações à ordem econômica e de Processo Administrativo para imposição de sanções por infrações à ordem econômica, o Cade poderá tomar compromisso de cessação da prática investigada ou de seus efeitos lesivos, sempre que, em juízo de conveniência e oportunidade, entender que tal compromisso atende aos interesses protegidos por lei. Ainda, segundo o §1º desse mesmo dispositivo legal, a Lei estabelece os requisitos mínimos que deverão constar do referido termo, a saber: (i) a especificação das obrigações do representado no sentido de não praticar a conduta investigada ou seus efeitos lesivos, bem como obrigações que julgar cabíveis;

(ii) fixação do valor da contribuição pecuniária ao Fundo de Defesa de Direitos Difusos (FDD), quando cabível; e (iii) a fixação do valor da multa para o caso de descumprimento, total ou parcial, das obrigações compromissadas. Já o seu § 2º especifica as hipóteses cabíveis de exigência de contribuição pecuniária pela Requerente e que, por esse motivo, torna dispensável tal exigência no caso concreto, ficando a critério do Cade, em seu juízo de conveniência e oportunidade, o recolhimento da contribuição. Analisando a minuta proposta pela Proponente vis a vis as exigências legais e regimentais, nota-se que, naquilo que é exigível em sede de condutas unilaterais, a proposta apresentada cumpre todos os requisitos. 4.3 Objeto da Celebração do TCC No Termo de Compromisso em tela, a Petrobras se compromete, por meio da Cláusula Segunda, a colocar em processo de alienação suas participações societárias nas transportadoras NTS, TAG e TBG, e sua participação acionária indireta em companhias distribuidoras, conforme descrito abaixo. Cláusula Segunda – Das Obrigações da COMPROMISSÁRIA A. Compromissos 2.1. A COMPROMISSÁRIA se compromete a colocar em processo de alienação (i) suas participações societárias na NTS e na TAG; (ii) sua participação societária na TBG, após a definição da receita da TBG com a conclusão da chamada pública para contratação de capacidade disponível, cuja consulta pública ocorreu no ano de 2019;

e (iii) a sua participação acionária indireta em companhias distribuidoras, seja alienando suas ações na própria GASPETRO, seja buscando a alienação da participação da GASPETRO nas companhias distribuidoras, respeitados os termos dos respectivos acordos de acionistas, a critério da PETROBRAS (ativos citados nas alíneas (i) a (iii) conjuntamente “Ativos Desinvestidos”), observados, em relação a todas as alíneas anteriores, os procedimentos e padrões internos aplicáveis e devendo ser obtidas as aprovações conforme governança interna da Companhia. 2.1.1. O desinvestimento será executado nos termos da Sistemática de Desinvestimentos da PETROBRAS, que segue o regramento disposto no Decreto 9.188/17 ou legislação que lhe sobrevenha. 2.1.2. Enquanto não forem realizadas as alienações de suas participações societárias na NTS, TAG, TBG, bem como a alienação da participação da GASPETRO nas companhias distribuidoras de gás, a COMPROMISSÁRIA deverá, no prazo de até 6 (seis) meses contados da data de eficácia deste Termo de Compromisso, indicar nessas empresas de transporte e na GASPETRO, Conselheiros de Administração que se enquadrem no conceito de conselheiros independentes, assim definido pelas regras do Novo Mercado, com o objetivo de assegurar a desverticalização funcional das empresas. 2.1.2.1.

O compromisso estabelecido no item 2.1.2 acima não impede que a COMPROMISSÁRIA indique representantes para ocupar função de diretor ou outras funções técnicas e operacionais na NTS, TAG, TBG e na GASPETRO. 2.1.3. Serão deflagrados um ou mais processos competitivos que conjuguem um ou mais Ativos Desinvestidos (“Projetos de Desinvestimento na Área de Gás Natural”), de acordo com as seguintes etapas: (a) Divulgação ao Mercado sobre cada processo competitivo (“Teaser”) até 31/03/2020 ou em até 6 (seis) meses da implementação da condição de eficácia prevista no item 3.1, em conjunto com a implementação da definição da receita da TBG tal como disposto no item 2.1, o que ocorrer por último; (b) Assinatura dos Contratos de Compra e Venda (“Signing”) até 31/12/2020 ou em até 9 (nove) meses da divulgação do Teaser, o que ocorrer por último; (c) Fechamento das Operações (“Closing”) até 31/12/2021 ou em até 12 (doze) meses do Signing, o que ocorrer por último. A descrição dos Ativos Desinvestidos encontra-se no Anexo II do TCC. A Petrobras se compromete a indicar, nos sistemas da NTS e da TAG[22], os volumes de injeção e retirada máxima em cada ponto de recebimento e zona de entrega, com o objetivo de eliminar as flexibilidades e o congestionamento contratual atualmente existentes, de modo que os transportadores TAG, NTS e TBG, sob supervisão da ANP, possam ofertar a capacidade remanescente para outros agentes do mercado.

Adicionalmente, a Petrobras também se compromete a declinar de sua exclusividade remanescente como carregadora inicial nos contratos de serviço de transporte vigentes. 2.2. A COMPROMISSÁRIA se compromete a indicar nos sistemas de transporte da NTS e da TAG quais são os volumes de injeção e retirada máxima em cada ponto de recebimento e zona de entrega, por área de concessão de cada companhia distribuidora local e consumos próprios, perante a ANP e os referidos transportadores, dentro dos limites de Quantidade Diária Contratada dos contratos de serviço de transporte atuais, eliminando flexibilidades e o congestionamento contratual hoje existentes, no prazo de até 90 (noventa dias) após a publicação da aprovação do presente Termo de Compromisso no Diário Oficial da União. Caso, após a indicação supracitada, as transportadoras indicarem que deverão ser consideradas áreas distintas (subdivisão, por exemplo, da área de concessão de uma determinada companhia distribuidora local), a Petrobras deverá, em até 90 dias, ajustar sua indicação original. 2.2.1.

A COMPROMISSÁRIA se compromete a, tão logo concluídas as ações previstas no item 2.2, iniciar negociação com os transportadores (TAG e NTS) para promover as adequações necessárias aos contratos de serviço de transporte vigentes visando a limitar a flexibilidade de acordo com o item 2.2, a fim de que os transportadores TAG, NTS e TBG, sob supervisão da ANP, possam ofertar a capacidade remanescente ao mercado, por entrada e saída, com a definição das respectivas tarifas de entrada e saída aplicáveis (inclusive as tarifas equivalentes aplicáveis a todos os agentes do mercado), sem reserva de capacidade nas interconexões entre transportadores e com tarifas de interconexão simbólicas. 2.2.2. A COMPROMISSÁRIA se compromete a declinar da exclusividade ainda remanescente em função de ser carregadora inicial referente aos contratos de serviço de transporte vigentes, comunicando os respectivos transportadores e a ANP deste fato no prazo máximo de 30 (trinta dias) após a publicação da aprovação do presente Termo de Compromisso no Diário Oficial da União. Em relação aos dutos de escoamento de gás natural, a Petrobras se compromete a negociar, boa fé e de forma não discriminatória o acesso de terceiros a essas infraestruturas. De forma análoga, a Petrobras também se compromete a negociar o acesso de terceiros às unidades de processamento de gás natural, observadas as diretrizes do Anexo I, ou até regulamentação a ser editada pela ANP. 2.3.

A PETROBRAS se compromete a negociar, de boa fé e de forma não discriminatória, o acesso de terceiros aos sistemas de escoamento de gás natural, respeitados, para os casos em que os sistemas possuírem coproprietários, o regramento estabelecido para tais sistemas. 2.4. A PETROBRAS se compromete a negociar, de boa fé e de forma não discriminatória, o acesso de terceiros às unidades de processamento de gás natural observadas as diretrizes constantes do Anexo I – “Caderno de Boas Práticas de Gás Natural – Diretrizes para Acesso de Terceiros a Unidade de Processamento de Gás Natural – UPGN”, ou até regulamentação a ser editada pela ANP aplicável a todos os agentes do setor. 2.4.1. A PETROBRAS disponibilizará para as contrapartes, com cópia para a ANP, minuta de contrato de acesso de processamento até 31/12/2019. A Petrobras também assume o compromisso de não contratar novos volumes de gás natural de terceiros, a partir da data de assinatura do TCC, e, no caso de novos projetos em que a Petrobras participe em consórcio com outras empresas, a compra estará limitada a 20% do volume total de gás novo produzido no Brasil. 2.5. No que concerne aos volumes de gás natural ora adquiridos pela PETROBRAS de parceiros/terceiros, a PETROBRAS se compromete a não contratar novos volumes a partir da data de assinatura deste Termo de Compromisso. 2.5.1.

Cabe destacar que o compromisso estabelecido no item 2.5 acima não impede que a COMPROMISSÁRIA celebre novos contratos para compra de gás de parceiros/terceiros para (i) viabilizar a produção de gás em campos produtores, em razão de questões técnicas, regulatórias e operacionais, desde que reportado ao CADE com a justificativa pertinente e limitado a 1.000.000 (um milhão) m3/dia, sendo que volumes que ultrapassem o referido limite devem ser objeto de deliberação conjunta entre o CADE e a COMPROMISSÁRIA; (ii) viabilizar projetos de desinvestimento de ativos do portfólio da Petrobras que envolvam a comercialização de até 1.000.000(um milhão) m3/dia, em média anual, por campo produtor, (iii) importação de gás ou ainda (iv) quando houver interesse das partes envolvidas e se tratar de projetos novos, em que a Petrobras participe em consórcio na exploração com outras empresas, desde que limitado a 20% (vinte por cento) do volume total de gás novo produzido no Brasil, ou seja, aquele cuja produção ainda não tenha ocorrido até a assinatura deste Termo de Compromisso. 2.5.2. Para os casos dos projetos de desinvestimento previstos no item 2.5.1 (ii), a Petrobras se compromete a incluir nos contratos de compra de gás a possibilidade de saída unilateral do vendedor de gás natural oriundo do ativo desinvestido. 2.5.3.

Cabe à ANP, ao CADE e à Petrobras deliberar conjuntamente acerca dos casos de desinvestimentos que envolvam volumes de comercialização superiores ao previsto na cláusula 2.5.1 (ii), destacando que tais desinvestimentos representam necessariamente uma redução da participação da Petrobras no mercado de gás natural nacional (Petrobras deixa de ser produtora de tais volumes e concede a opção de saída ao vendedor, sem ônus). [ACESSO RESTRITO AO CADE E À PETROBRAS]. [ACESSO RESTRITO AO CADE E À PETROBRAS]. [ACESSO RESTRITO AO CADE E À PETROBRAS]. Com o objetivo de viabilizar a importação de GNL para ser ofertado no mercado brasileiro por outros agentes, a Petrobras se compromete a iniciar processo competitivo para arrendar o Terminal de Regaseificação da Baía de Todos os Santos. 2.6. A COMPROMISSÁRIA se compromete a publicar edital de processo competitivo para arrendamento do Terminal de Regaseificação da Baía de Todos os Santos até setembro de 2020, seguindo os procedimentos internos da PETROBRAS, com prazo de duração do arrendamento até 31 de dezembro de 2023. A COMPROMISSÁRIA se compromete ainda a, publicado o edital, dar celeridade às etapas seguintes do processo, conhecidas e monitoradas pelo Trustee de Monitoramento. Caso se verifique que os compromissos assumidos não estejam promovendo o surgimento de concorrência no mercado de gás natural, a Petrobras atenderá à normatização acerca de medidas de abertura de mercado cabíveis. . 2.7.

Na hipótese de as ações propostas nos itens 2.1 a 2.6 deste Termo de Compromisso não estejam promovendo o surgimento de concorrência no mercado de gás natural, a COMPROMISSÁRIA atenderá à normatização acerca de medidas de abertura de mercado aplicável a todos os agentes do setor. Na Cláusula Terceira, estabeleceu-se que a adequação da legislação tributária pertinente é condição de eficácia para os compromissos assumidos, já que é necessária para implementar o modelo de Entrada e Saída dos dutos de transporte. 3.1. Os Compromissos assumidos por meio das Cláusulas 2.5, 2.6 e 2.7 estão sujeitos à seguinte condição de eficácia: 3.1.1. Adequação da legislação tributária ao modelo de transporte por Entrada/Saída com a entrada em vigor de modelo de tributação pelo fluxo contratual. Na Cláusula Quarta estão definidos os compromissos com a preservação de viabilidade e competitividade dos ativos desinvestidos e a obrigação de apresentar relatórios sobre o andamento das ações estabelecidas no TCC. A Cláusula Quinta estabelece os critérios que os compradores dos ativos deverão preencher, tais como independência em relação ao sistema Petrobras e aos agentes que compõem os demais elos da cadeia de gás natural, que não poderão possuir, direta ou indiretamente, participação societária destes agentes.

A Cláusula Sexta aborda a contratação do Trustee de Monitoramento e suas atribuições, enquanto a Cláusula Sétima estabelece a suspensão e o arquivamento dos procedimentos administrativos diante do cumprimento das obrigações previstas no TCC. A Cláusula Sétima trata das circunstâncias de suspensão e arquivamento do Inquérito Administrativo. A Cláusula Oitava trata do eventual descumprimento do TCC, bem como elenca as hipóteses que não serão consideradas como descumprimento às obrigações da Petrobras. Por fim, a Clausula Nona estabelece as penalidades em caso de descumprimento, parcial ou total do TCC. 4.4 Conveniência e Oportunidade da Proposta Verificado que todos os requisitos legais foram atendidos pela proposta da Petrobras, passa-se ao juízo quanto à conveniência e oportunidade na celebração do acordo proposto. Para tanto, examinar-se-ão dois aspectos principais: a efetividade da proposta apresentada na resolução do problema competitivo investigado e as penalidades por eventual descumprimento, parcial ou total, do TCC. Além disso, ressalte-se que levou-se em consideração, na análise de conveniência, eventual recolhimento de contribuição pecuniária, o momento processual em que o acordo foi celebrado e o fato de o objeto do acordo envolver um desinvestimento voluntário no setor de gás natural no Brasil.

4.5 Da efetividade do Compromisso Apresentado Conforme apresentado acima, a Petrobras se compromete, de acordo com a Cláusula 2.1 do TCC, a alienar, até o final de 2021, suas participações societárias nas transportadoras NTS, TAG e TBG, além da participação acionária indireta em companhias distribuidoras, seja alienando suas ações na própria Gaspetro, seja buscando a alienação da participação da Gaspetro nas companhias distribuidoras. Os compradores dos ativos deverão ser independentes do sistema Petrobras e dos agentes que compõem os demais elos da cadeia de gás natural, como forma de evitar novas estruturas verticalizadas. Essas medidas têm como objetivo reduzir a presença da Petrobras do segmento de transporte (midstream), bem como retirar a participação societária da empresa nas CDLs, reduzindo consideravelmente sua presença também no elo downstream. Além disso, a Petrobras se compromete, no prazo de até seis meses a partir da data de eficácia do Termo de Compromisso, a indicar nas empresas de transporte e na Gaspetro, Conselheiros de Administração que se enquadrem no conceito de conselheiros independentes, com o objetivo de assegurar a desverticalização funcional das empresas.

Adicionalmente, com o objetivo de eliminar as flexibilidades e o congestionamento contratual atualmente existentes no segmento de transporte, a Petrobras se compromete a indicar os volumes de injeção e retirada máxima em cada ponto de recebimento e zona de entrega, de modo que os transportadores TAG, NTS e TBG possam ofertar a capacidade remanescente para outros agentes do mercado, sob supervisão da ANP. A Petrobras se compromete, ainda, a declinar de sua exclusividade remanescente como carregadora inicial nos contratos de serviço de transporte vigentes. Em relação à etapa upstream, para facilitar o acesso de outros agentes às infraestruturas de escoamento e processamento de gás natural, a Petrobras se compromete a negociar, boa fé e de forma não discriminatória, o acesso de terceiros a essas infraestruturas, observadas as diretrizes do Anexo I, ou até regulamentação a ser editada pela ANP. Ainda em relação ao mercado upstream, a Petrobras também assume o compromisso de não contratar novos volumes de gás natural dos parceiros atuais, a partir da data de assinatura do TCC, e, no caso de novos projetos em que a Petrobras participe em consórcio com outras empresas, a compra estará limitada a 20% do volume total de gás novo produzido no Brasil. Tal medida tem como objetivo viabilizar a oferta de um novo volume de gás produzido por outros agentes do mercado de exploração e produção. [ACESSO RESTRITO AO CADE E À PETROBRAS].

Além disso, por meio do acordo, a Petrobras se compromete a iniciar processo competitivo para arrendar o Terminal de Regaseificação da Baía de Todos os Santos, com o objetivo de viabilizar a importação de GNL para ser ofertado no mercado brasileiro por outros agentes. Por fim, após implementados os compromissos descritos, caso se verifique que as medidas adotadas não foram suficientes para promover o surgimento de concorrência no mercado de gás natural, a Petrobras atenderá à normatização acerca de medidas de abertura de mercado aplicável a todos os agentes do setor. Em relação à efetividade da proposta apresentada pela Petrobras, esta SG entende que os compromissos assumidos pela empresa, que espontaneamente decidiu (i) alienar sua participação nas transportadoras de gás natural, (ii) retirar-se das companhias distribuidoras locais; (iii) eliminar flexibilidades e congestionamento contratual no transporte; (iv) negociar o acesso aos dutos de escoamento e às plantas de processamento; (v) reduzir a compra de gás de terceiros; (vi) arrendar uma planta de regaseificação de GNL e [ACESSO RESTRITO AO CADE E A PETROBRAS]; são medidas que têm o potencial de mitigar as possíveis condutas investigadas, decorrentes do elevado poder de mercado detido pela Petrobras e de sua verticalização ao longo dos diversos elos da cadeia do gás natural.

Outrossim, é importante ressaltar que a plena efetividade dos compromissos assumidos depende de adequação das normas regulatórias, bem como de adaptação da legislação tributária. Também cabe destacar que os compromissos assumidos no TCC e analisados na presente Nota Técnica foram discutidos e referendados por um grupo de trabalho[23] envolvendo diferentes órgãos além do CADE, como Ministério da Economia (ME), Ministério de Minas e Energia (MME) Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e ANP, e estão em consonância com as diretrizes do programa Gás para Crescer e da Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) nº 16, de 24 de junho de 2019, que estabelece diretrizes e aperfeiçoamentos de políticas energéticas voltadas à promoção da livre concorrência no mercado de gás natural. Por essas razões, a SG entende que o cumprimento dos termos do compromisso proposto pela Petrobras, acompanhado das adequações regulatórias e tributárias pertinentes, tem o potencial de estimular a entrada de novos agentes, de atrair investimentos e de impulsionar a competição, contribuindo, dessa maneira, para mitigar os possíveis problemas concorrenciais apontados no IA Abegás.

4.6 Do eventual descumprimento do TCC e Penalidades Aplicáveis Conforme a Cláusula Sexta da proposta de TCC apresentada, o cumprimento das obrigações acima será avaliado por meio da contratação, por parte da Petrobras, de um Trustee de Monitoramento independente, que realizará o acompanhamento dos desinvestimentos e compromissos assumidos pela Petrobras, e submeterá ao Cade, trimestralmente, relatórios de acompanhamento reportando sobre o status da operação e a gestão dos Ativos Desinvestidos, conforme transcrito abaixo: B. Atribuições do Trustee de Monitoramento 6.5. O Trustee de Monitoramento deverá exercer as seguintes atribuições: (a) propor, em seu primeiro relatório ao CADE, plano de trabalho detalhado, descrevendo como pretende monitorar o cumprimento das obrigações e compromissos relacionados ao presente Termo de Compromisso; (b) acompanhar a administração da PETROBRAS sobre os Ativos Desinvestidos, com o objetivo de avaliar sua continuada viabilidade econômica e competitividade, e monitorar o cumprimento, pela PETROBRAS, das condições e obrigações previstas neste TC; (c) acompanhar o andamento dos processos de desinvestimento de Ativos Desinvestidos e verificar, a depender do estágio do processo de desinvestimento, se:

os potenciais compradores receberam informações suficientes e corretas relacionadas aos Ativos Desinvestidos, em particular, ao analisar, caso disponível, a documentação do sistema de consulta de dados, o memorando de informações e o processo de due diligence; (d) fornecer ao CADE e à PETROBRAS, uma cópia de relatório escrito, trimestralmente, iniciando 3 (três) meses após a sua contratação, sobre a operação e a gestão dos Ativos Desinvestidos, de modo que o CADE possa avaliar se o negócio está sendo mantido de maneira consistente com este TC; (e) reportar prontamente ao CADE, por escrito, enviando à PETROBRAS uma cópia simultaneamente, se concluir, com fundamentos razoáveis, que a PETROBRAS não está cumprindo este TC; (f) dentro de 7 (sete) dias corridos da assinatura dos contratos de alienação referentes aos processos de desinvestimento de Ativos Desinvestidos, submeter ao CADE, enviando à PETROBRAS, ao mesmo tempo, uma cópia, parecer fundamentado quanto ao atendimento ao disposto na Cláusula Quinta e à viabilidade dos Ativos Desinvestidos, informando se os Ativos Desinvestidos estão sendo alienados de maneira consistente com as condições e obrigações previstas neste TC; e (g) monitorar a transferência dos Ativos Desinvestidos aos compradores;

Caso o Cade venha a constatar, seja por meio da análise dos relatórios de acompanhamento, seja por qualquer outro meio, o descumprimento dos termos firmados no TCC, poderá ser declarado o descumprimento parcial ou total do Termo, conforme as cláusulas de penalidade abaixo: 9.1. Caso o CADE identifique que a PETROBRAS não cumpriu com quaisquer das obrigações assumidas no presente Termo de Compromisso, poderá, observado o disposto na Cláusula 8.1, declarar o descumprimento parcial e aplicar as seguintes multas: 9.1.1. Findo o prazo de vigência deste Termo de Compromisso e observado o disposto nas Cláusulas 8.3 e 8.6, no caso de a PETROBRAS falhar em completar totalmente o processo de desinvestimento descrito nos prazos e condições previstos neste Termo de Compromisso, nos termos da Cláusula 2.1 acima, e não completar o processo de desinvestimento dentro do prazo de quaisquer dilações deferidas pelo CADE, nos termos da Cláusula 2.9.1 acima, deverá pagar a multa de 0,1% da receita líquida anual, no ano de 2018, dos ativos que não foram efetivamente desinvestidos, na proporção de sua participação acionária em cada um dos ativos não desinvestidos. A penalidade deverá ser recolhida em favor do Fundo de Defesa de Direitos Difusos.

9.1.2 O descumprimento de quaisquer dos compromissos estabelecidos nas Cláusulas 2.2 a 2.6, 4.1 alíneas (a) e (b), 4.2 e 4.3 deste Termo de Compromisso implicará o pagamento por parte da PETROBRAS, conforme aplicável, de multa no valor de até R$ 50.000,00 (cinquenta mil reais) por dia, podendo, nos termos do artigo 40 da Lei No. 12.529/2011, ser aumentada em até 20 (vinte) vezes, por até 60 dias corridos, por evento. A penalidade deverá ser recolhida em favor do Fundo de Defesa de Direitos Difusos. 9.1.3 O descumprimento de quaisquer dos compromissos estabelecidos nas Cláusulas 4.4, 6.1 e 6.1.1 deste Termo de Compromisso implicará o pagamento por parte da PETROBRAS, conforme aplicável, de multa no valor de R$ 5.000,00 (cinco mil reais), por dia, podendo, nos termos do artigo 40 da Lei No. 12.529/2011, ser aumentada em até 20 (vinte) vezes, por até 60 dias corridos, por evento. A penalidade deverá ser recolhida em favor do Fundo de Defesa de Direitos Difusos. 9.1.4. O descumprimento para o qual não exista penalidade específica estabelecida neste Termo de Compromisso resultará em pagamento, pela PETROBRAS, conforme aplicável, de multa diária de R$ 5.000,00 (cinco mil reais), podendo, nos termos do artigo 40 da Lei No. 12.529/2011, ser aumentada em até 20 (vinte) vezes, por até 60 dias corridos, por evento. Referida penalidade deverá ser recolhida em favor do Fundo de Defesa dos Direitos Difusos.

Vale ressaltar que, conforme as Cláusulas 7.1 e 7.2, o Inquérito Administrativo ficará suspenso até o cumprimento das obrigações previstas no Termo de Compromisso. Quando constatado o cumprimento integral de todas as obrigações acordadas, o referido inquérito será arquivado em relação à Petrobras. No entanto, em caso de descumprimento de quaisquer obrigações, a Cláusula 8.2 prevê que o IA voltará a tramitar em face da Petrobras. Considerando que o desinvestimento por parte da Petrobras representa um ônus superior a uma multa ou contribuição pecuária, que tem o potencial de endereçar os possíveis problemas concorrenciais investigados – desde que acompanhado do arcabouço regulatório e tributário pertinentes - e que foi apresentado em sede de inquérito administrativo, a SG dispensou a contribuição pecuniária ao Fundo de Defesa dos Direitos Difusos – FDD. Além disso, as penalidades para descumprimento parcial e/ou total do compromisso assumido pela proponente compromissária atendem aos requisitos de conveniência e oportunidade sob o ponto de vista da administração pública, ao propor uma solução acordada para a prática investigada em prazo razoável, com efeitos potencialmente benéficos ao ambiente competitivo do mercado de gás natural no Brasil.

Por tudo quanto dito, a SG entende que o presente TCC, além de cumprir as exigências legais e regimentais, tem o potencial de mitigar as possíveis preocupações de prática de conduta anticompetitiva investigadas no IA nº 08700.007130/2015-82, ao prever em seu conteúdo a alienação de ativos da Petrobras no segmento de transporte e distribuição de gás natural, além de outros compromissos comportamentais. Essa iniciativa da Petrobras busca abrir o mercado de gás natural para outros agentes e, aliada à regulação adequada e à adaptação tributária, tem o potencial de impulsionar a competitividade no setor. 5. CONCLUSÃO A atuação do Cade no caso em tela, após discussões com ME, MME, EPE e ANP, e em linha com as diretrizes estabelecidas no Programa Gás para Crescer e na Resolução CNPE nº 16, de 24 de junho de 2019, visa colaborar para reduzir a desverticalização da Petrobras na cadeia do gás natural, com o intuito de atrair novos agentes e investimentos, de modo a ampliar a concorrência no setor. O TCC proposto ainda tem o potencial de mitigar as condutas investigadas neste inquérito. Nesse contexto, considerando a conveniência e a oportunidade da proposta apresentada, sugere-se a homologação, pelo Tribunal do Cade, da proposta de Termo de Compromisso de Cessação apresentada pela Proponente acima indicada, ressaltando que a decisão final ficará a critério deste e. Tribunal. [1] Vide NT 26/2016/CGAA4/SGA1/SG/CADE, Processo Administrativo Nº 08700.002600/2014-30.

[2] Nota Técnica Conjunta nº 002/2011-CDC-SCM/ANP. Disponível em: http://www.anp.gov.br/images/Notas_Tecnicas/nota_tecnica_conjunta_no.cdc-scm.pdf. Acesso em 14.05.2019. [3] Por força da Constituição Federal (art. 25, §2º), a distribuição de gás canalizado é considerada serviço público de competência dos estados, que costumam explorar a atividade por meio de empresas estatais sob seu controle, constituídas para esse fim, ou através de chamamento ou licitação para outorga da atividade a empresas privadas. Uma vez garantida a concessão, a distribuidora detém exclusividade sobre a prestação desse serviço na respectiva área de concessão e tem sua atividade (inclusive o preço) regulada pelo estado federado. [4] Em seu Ofício n° 71/2017/SDR, em resposta ao Ofício n° 1515/2017/CADE (SEI 0353095). [5] Nota Técnica nº 004/2018-SIM, disponível em: http://www.anp.gov.br/images/Movimentacao/Transporte_de_Gas_Natural/estudos_notas_tecnicas/NT_04_2018_SIM.pdf. Acesso em 13.06.2019. [6] Nota Técnica nº 004/2018-SIM, disponível em: http://www.anp.gov.br/images/Movimentacao/Transporte_de_Gas_Natural/estudos_notas_tecnicas/NT_04_2018_SIM.pdf. Acesso em 17.06.2019. [7] O consumidor livre é um grande consumidor de gás natural que decide negociar diretamente com um produtor ou um comercializador a compra do gás, pagando à distribuidora apenas o serviço de distribuição. A Lei nº 11.909/09 define tal consumidor da seguinte maneira: “Consumidor livre:

consumidor de gás natural que, nos termos da legislação estadual aplicável, tem a opção de adquirir o gás natural de qualquer agente produtor, importador ou comercializador;” (Inciso XXXI do Art. 2º). [8] Nota Técnica n° 014/2018-SIM/ANP. [9] Anuário Estatístico ANP, 2017. Gráfico 2.7 – Produção de Gás Natural por Concessionário – 2017. Disponível em: Disponível em: http://www.anp.gov.br/images/Movimentacao/Transporte_de_Gas_Natural/estudos_notas_tecnicas/NT_14_2018.pdf. http://www.anp.gov.br/wwwanp/publicacoes/anuario-estatistico/3819-anuario-estatistico-2017. Acessado em 20.03.2019. [10] Nota Técnica n° 014/2018-SIM/ANP. [11] Nota Técnica n° 014/2018-SIM/ANP. [12] O gasoduto é de propriedade da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), sendo a Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, a acionista majoritária. [13] A Petrobras passou à condição de único carregador do GASBOL em 31 de agosto de 2010, quando foi encerrado o contrato de acesso da BG à 650 Mm3/dia de Capacidade de Transporte. [14] Nota Técnica n° 014/2018-SIM/ANP. [15] Zetta Lightining S.A. (99%) e J&S (1%). [16] Nota Técnica n° 014/2018-SIM/ANP. [17] Análise da Regulamentação, da Estrutura da Indústria e da Dinâmica de Formação dos Preços do Gás Natural no Brasil. ANP, 2011. Disponível em http://www.anp.gov.br/images/Notas_Tecnicas/nota_tecnica_conjunta_no.cdc-scm.pdf. Acesso em 25.03.2019. [18] A Petrobras não detém participação na Comgás, que possui como acionista a Cosan;

na São Paulo Sul, na CEG e na CEG Rio, que possuem como acionista a Gás Natural Fenosa; tampouco detém participação na Gasmig, cuja controladora é a Cemig. [19] Disponível em: http://www.gaspetro.com.br/images/downloadspdf/relatorio_adm_2017.pdf. Acesso em 17.06.2019. [20] IA nº 08700.009007/2015-71 (Empresa Produtora de Energia Ltda. (“EPE”), legalmente sucedida por Âmbar Energia Ltda. (“Âmbar”); e Gasocidente do Mato Grosso Ltda. (“GOM”)) [21] SEI 0234367. [22] A Petrobras já atua dessa forma em relação à TBG. [23] Instituído pela Resolução CNPE nº 4 de 09 de abril de 2019.