Ato de Concentração Sumário nº 08700.001265/2022-63

SEI/CADE - 1037748 - Parecer PARECER Nº 110/2022/CGAA5/SGA1/SG PROCESSO Nº 08700.001265/2022-63 REQUERENTES: 3R Potiguar S.A. e Petróleo Brasileiro S.A. Ementa: Ato de Concentração. Lei nº 12.529/2011. Procedimento Sumário. Requerentes: 3R Potiguar S.A. e Petróleo Brasileiro S.A. Natureza da operação: aquisição de ativos. Mercados afetados: fabricação de produtos do refino de petróleo, produção de gás e processamento de gás natural, e atividades do operador portuário. Art. 8º, incisos III e IV, Resolução CADE nº 02/12. Aprovação sem restrições. VERSÃO DE ACESSO PÚBLICO I. REQUERENTE I.1. 3R Potiguar S.A. ("3R Potiguar") A 3R Potiguar é uma sociedade de origem brasileira controlada pelo Grupo 3R, constituída para ser a entidade veículo da operação. O Grupo 3R tem como atividade econômica o desenvolvimento e a produção de reservas de hidrocarbonetos com foco em redesenvolvimento de ativos maduros terrestres e marítimos e detém, atualmente, ativos onshore de óleo e gás localizados nos estados da Bahia, Ceará e Rio Grande do Norte, bem como ativos offshore nos estados do Espírito Santo, Rio de Janeiro e Rio Grande do Norte. O Grupo 3R auferiu, no ano anterior à operação, faturamento acima de R$ 75 milhões (superior a um dos dois patamares de notificação obrigatória fixados no art. 88 da Lei 12.529/11, posteriormente alterado pela Portaria Interministerial MF/MJ nº 994/12), no Brasil. I.2. Petróleo Brasileiro S.A.

("Petrobras") A Petrobras é uma empresa estatal de economia mista, constituída sob a forma de sociedade anônima de capital aberto. A Petrobras é integrante do conglomerado empresarial que constitui o Grupo Petrobras - uma das maiores produtoras de petróleo e gás do mundo, atuando, principalmente, nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás, refino, comercialização e distribuição de derivados de petróleo, além de atuar na geração de energia. O Grupo Petrobras auferiu, no ano anterior à operação, faturamento acima de R$ 750 milhões (superior aos dois patamares de notificação obrigatória fixados no art. 88 da Lei 12.529/11, posteriormente alterado pela Portaria Interministerial MF/MJ nº 994/12), no Brasil. II. ASPECTOS FORMAIS DA OPERAÇÃO Quadro 1 - Aspectos formais da operação Ato de Concentração de notificação obrigatória? Sim Taxa processual foi recolhida? Sim, conforme Despacho Ordinatório SECONT (SEI 1024988) Data da notificação 17/02/202 Data da publicação do edital O Edital nº 112, que deu publicidade à operação em análise, foi publicado no dia 02/03/2022 (SEI 1028880) III.

DESCRIÇÃO DA OPERAÇÃO A operação consiste na aquisição, pela 3R Potiguar, da integralidade da propriedade e participação detida pela Petrobras (i) no conjunto de ativos que compõem as atividades de produção de óleo e gás, incluindo 22 concessões de campos de petróleo e gás terrestres e em águas rasas, e a infraestrutura de produção e escoamento que os atendem, (ii) nos respectivos ativos industriais envolvidos, sendo estes a Refinaria Potiguar Clara Camarão ("RPCC"), as unidades de processamento de gás natural de Guamaré, o terminal de uso privativo de Guamaré (“Terminal de Guamaré“) (em conjunto, “ATI”), e (iii) no píer de apoio logístico para cargas e passageiros (“Porto de Guamaré”), todos localizados no estado do Rio Grande do Norte-RN (“Polo Potiguar” ou “Ativos”)[1], conforme figura abaixo: Figura 1 - Localização dos Ativos na Bacia Potiguar (RN) Fonte: Teaser divulgado pela Petrobras De acordo com a cláusula 2.6 do Purchase and Sale Agreement (SPA) e da sua respectiva tradução juramentada (Contrato de Compra e Venda - "CONTRATO"), a contraprestação pelos Ativos transferidos consistirá no valor de US$ 1.385.003.000,00 (um bilhão trezentos e oitenta e cinco milhões e três mil dólares estadunidenses)[2], sendo: (i) US$ 110.003.000,00 (cento e dez milhões e três mil dólares estadunidenses), pagos na data da assinatura da Operação, a título de sinal; (ii) US$ 1.040.000,00 (um bilhão e quarenta milhões de dólares estadunidenses), pagos na data de fechamento da Operação;

e (iv) 4 (quatro) pagamentos diferidos que estarão posteriormente sujeitos a ajustes nos termos da cláusula 2.7 do CONTRATO. Como justificativa para a realização da operação, as Requerentes explicam que, para o Grupo 3R, a operação está alinhada à sua estratégia de geração de valor aos seus investidores, por meio de aquisições de campos maduros que apresentem potencial de incremento de produção e reservas, bem como sinergias com o portfólio atual da companhia. Para a Petrobras, a presente operação está alinhada à sua estratégia de otimização de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais os seus recursos em ativos de classe mundial em águas profundas e ultra profundas, onde a companhia tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos. As Requerentes informaram que a operação está sujeita à aprovação regulatória no Brasil da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”). IV. ENQUADRAMENTO LEGAL (ART. 8º, RES. CADE Nº 2/2012) III – Baixa participação de mercado com sobreposição horizontal. IV – Baixa participação de mercado com integração vertical. V. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES SOBRE A OPERAÇÃO Quadro 2 - Efeitos da operação Sobreposição horizontal Sim Integração vertical Sim Setores em que há sobreposição horizontal Mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural Setores em que há integração vertical (i) Mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural;

(ii) Mercado de refino de derivados de petróleo (iii) Mercado de prestação de serviços portuários Participações de mercado Reduzidas VI. Considerações sobre a Operação VI.1. Considerações iniciais Dentre os ativos a serem alienados pela Petrobras, estão os relativos ao Polo Potiguar, que compreende três subpolos (Canto do Amaro, Alto do Rodrigues e Ubarana), totalizando 22 concessões de produção (19 terrestres e 3 marítimas) localizadas no estado do Rio Grande do Norte, além de incluir a infraestrutura de produção e escoamento que atendem estes subpolos, e o Ativo Industrial - ATI - localizado no município de Guamaré. O Subpolo Canto do Amaro compreende: 12 concessões terrestres (“onshore”): Canto do Amaro, Barrinha, Barrinha Leste, Barrinha Sudoeste, Benfica, Fazenda Canaan, Mossoró, Pedra Sentada, Pintassilgo, Poço Verde, Serra do Mel e Serra Vermelha; 32 Estações Coletoras (EC), 1 Estação Coletora e Compressora (ECC), 3 Estações de Injeção de Água (EIA); Base administrativa e operacional de Mossoró-RN, incluindo laboratório para análise de óleo e água, oficina de manutenção e estoque de materiais; Poço de captação de água, localizado no município de Areia Branca – RN; e o 2 Subestações elétricas. O Subpolo do Alto do Rodrigues compreende: 7 concessões terrestres: Alto do Rodrigues, Fazenda Pocinho, Guamaré, Monte Alegre, Estreito, Serraria e Angico; 15 Geradores de Vapor fixos e 6 Geradores de Vapor móveis;

Vaporduto de 30 km, entre 8” e 20”, além das Estações Controladoras de Vapor; Base administrativa e operacional do Alto do Rodrigues-RN, incluindo parque de manutenção e preservação de tubulações de poços e estoque de materiais; e o Subestação elétrica. O Subpolo Ubarana compreende: 3 concessões marítimas, em águas rasas (“offshore”): Cioba, Oeste de Ubarana e Ubarana; 17 plataformas fixas, das quais 2 são habitadas; 11 plataformas de aço do tipo jaqueta; Sistema submarino com 273km de duto de distribuição, injeção e/ou escoamento; Porto de Guamaré; Estoque de materiais das plataformas. O Polo Potiguar também engloba o Ativo Industrial (ATI) localizado em Guamaré/RN, composto por: A Antiga Refinaria Potiguar Clara Camarão – RPCC, com capacidade instalada de 39.600 barril de petróleo por dia ("bpd"); Plantas de processamento de gás natural: UPGN I (hibernada), UPGN II (hibernada) e UPGN III (em operação), com capacidade de processamento de 1.800 mil m³/d; Estações de compressão de gás de coleta para carga da UPGN, compressores de gás lift e compressores para exportação de gás residual; Estações de tratamento de óleo com capacidade de 120.000 m³/d; Estações de tratamento de água com capacidade de 117.000 m³/d; Unidades de tratamento e de secagem de gás; Subestações elétricas; Slug catcher e tratador térmico do óleo de Pescada/ Arabaiana (concessões excluídas do escopo do Polo Potiguar);

2 dutos emissários, totalizando aproximadamente 21 km, que promovem o descarte de água tratada no ATI para o mar; o Laboratório de derivados; Sala de controle integrada; Base administrativa, incluindo instalações de hotelaria e refeitório; Terminal de Guamaré e monoboias (uma de claros e outra de escuros); Heliporto. Por sua vez, o Grupo 3R atua no mercado brasileiro de exploração e produção de petróleo e gás natural, possuindo, atualmente, 4 ativos operacionais localizados nos polos de: (A) Macau, (B) Rio Ventura; (C) Pescada 7 e Campos de (D) Redonda; (E) Campo de Ponta do Mel; (F) Campo de Carcará; (G) Campo de Crejoá e outros 5 ativos em fase de transição localizados nos polos de (H) Fazenda Belém, (I) Recôncavo, (J) Pescada, (K) Peroá e (L) o Campo de Papa-Terra para exploração e produção de petróleo e gás natural, conforme mapa abaixo: Figura 2 - Operações do Grupo 3R no Brasil Fonte: 3R (https://www.3rpetroleum.com.br/) As Requerentes informam que os referidos ativos acima elencados e as atividades do Grupo 3R se inserem no contexto da primeira etapa (upstream) da cadeira produtiva de petróleo e gás. Assim, a operação afeta essencialmente a cadeia de petróleo e gás. De acordo com as Partes, no Brasil, a produção de petróleo e gás natural está estruturada em três segmentos principais: upstream, midstream e downstream. O upstream engloba os elos de prospecção, exploração, extração e produção do petróleo bruto e gás.

O midstream envolve os elos de transferência, transporte e armazenamento de petróleo ou gás natural. Por fim, o downstream crefere-se aos elos de refino do petróleo bruto, comercialização e distribuição dos produtos derivados do petróleo, conforme ilustração abaixo: Figura 3 - Cadeia de processamento de petróleo e gás Fonte: Requerentes, p. 35 do formulário de notificação (1024922). Portanto, a operação gera sobreposição no elo de produção de petróleo e gás, considerando o escopo de atuação do Polo Potiguar e as atividades do Grupo 3R. No que se refere aos demais elos da cadeia, a operação também envolve a transferência da Refinaria Potiguar Clara Camarão – RPCC. Segundo as Requerentes, a RPCC produz diesel, nafta petroquímica, querosene de aviação e, desde setembro de 2010, gasolina automotiva. A refinaria tem capacidade instalada de 6.000 m3/dia e atende os mercados do Rio Grande do Norte e do sul do Ceará. Os produtos derivados são escoados para os clientes via dutos (há distribuidoras conectadas diretamente com o ATI) ou carretas, e os demais, pelo Terminal de Guamaré – localizado no ATI - que tem por função principal servir de ponto de armazenagem, de recebimento e de escoamento da produção de petróleo oriunda do Polo Potiguar por meio de cabotagem ou por vias rodoviárias. O referido terminal também será adquirido pelo Grupo 3R como consequência da operação.

O terminal se localiza no Porto de Guamaré que consiste em um píer de apoio logístico em processo de regularização para enquadramento como Terminal de Uso Privado (TUP), cujo contrato de adesão será assinado pela Petrobras (conforme Processos ANTAQ 50300.008311/2016 e MINFRA 50000.010804/2021-28, conduzidos em nome da Petrobras), e que possui como principal atividade a operação de suprimento às plataformas de produção de petróleo. O Porto de Guamaré se destina ao atendimento de demandas de cargas e passageiros para as plataformas de petróleo e, além disso, a Petrobras permite livre acesso da Transpetro ao píer do referido Porto, para que a Transpetro realize a operação do quadro de boias que pertence ao Terminal de Guamaré. As Requerentes ressaltam que, até a data da presente operação, o Grupo 3R não detém outros ativos e/ou participações societárias em empresas que tenham como objeto o desenvolvimento de atividades relacionadas às demais etapas da cadeia produtiva de óleo e gás (midstream e upstream). Contudo, parte dos ativos objeto da operação dizem respeito ao transporte e processamento de petróleo e gás, de modo que a operação suscitaria integração vertical entre a produção de petróleo e gás natural, em seu estado bruto, e as etapas de transporte, processamento e refinamento na cadeia de petróleo e gás. Assim, esta SG opta por analisar o referido negócio segmentando a operação em (i) mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural;

(ii) mercado de refino de petróleo; e, (iii) mercado de prestação de serviços portuários. Assim, pode-se evidenciar a implicações de possíveis impactos horizontais e verticais de cada etapa do processo produtivo. VI.2. Mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural (upstream) Conforme visto acima, a presente operação implicará sobreposição horizontal entre os Ativos relacionados à etapa upstream e as atividades do Grupo 3R no mercado nacional de produção de gás. A jurisprudência do Cade[3] vem reiteradamente definindo o mercado relevante de produto impactado pela presente operação como mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural. Já na dimensão geográfica o mercado é definido como nacional (Brasil). Sendo assim, serão analisados cenários com base nas seguintes variáveis: (i) mercado nacional de petróleo e gás natural por concessionário (média de 2021 e em dezembro de 2021) e (ii) mercado nacional de petróleo e gás natural por operador (média de 2021 e em dezembro de 2021). As Partes estimaram seu market share, em boe[4], no mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural de acordo com as tabelas abaixo: Tabela 1: Produção Mensal de Petróleo e Gás Natural no Brasil (média/2021), por concessionário Fonte: Requerentes com base nos dados da ANP[5] Tabela 2: Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil (dezembro/2021), por concessionário Fonte: Requerentes com base nos dados da ANP Tabela 3:

Produção Mensal de Petróleo e Gás Natural no Brasil (média/2021), por operador Fonte: Requerentes com base nos dados da ANP Tabela 4: Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil (dezembro/2021), por operador Fonte: Requerentes com base nos dados da ANP Nota-se, das tabelas 1, 2, 3 e 4 acima, que a participação conjunta das Requerentes no mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural seria inferior a 1%, nos dois cenários analisados. Por conseguinte, abaixo de 20%, filtro a partir do qual se presume posição dominante e, assim, possibilidade de exercício de poder de mercado. Adicionalmente, salienta-se que a retirada da Petrobras de concessões para exploração petróleo e gás, em razão do seu poder de mercado, pode ser entendida como um movimento pró-competitivo. VI.3. Mercado de produtos derivados do refino de derivados de petróleo O segmento de refino já foi alvo de análise por esta SG[6], sendo que a definição de mercado relevante levou em consideração a gama de produtos que a refinaria objeto da operação produz, visto que o perfil produtivo não pode ter alterações significativas sem mudanças nos equipamentos e processos produtivos da planta de refino.

Em relação à dimensão geográfica, foi considerado no precedente que a atividade de refino possui como competidores outras refinarias na mesma região e que seus produtos sejam os mesmos, levando-se em consideração que os custos no transporte entre as refinarias e os distribuidores são barreiras de entrada nos mercados consumidores, bem como fatores de incremento de custo. Além disso, avaliou-se também o impacto no cenário nacional ou em âmbito global. Esta operação está inserida no contexto da Sistemática para Desinvestimentos, editada de acordo com o regime especial de desinvestimento de ativos pelas sociedades de economia mista federais, previsto no Decreto nº 9.188/2017, com fundamento no art. 29, caput, inciso XVIII, da Lei nº 13.303/2016. Também nesse sentido, observa-se que no Termo de Compromisso de Cessação - TCC (0623999), firmado entre o Cade e a Petrobras em 11 de junho de 2019, no âmbito do Processo nº 08700.002715/2019-30 ("Processo 2715/2019"), no qual se determinou a venda de oito ativos da Petrobras, os ativos objeto da presente operação não estão elencados. Contudo, há de se notar a similaridade do caso em análise com precedente já julgado por esta SG (Vide AC nº 08700.001687/2021-58 - 0914783). Nesse sentido, a própria SG, ao analisar o TCC proposto pela Petrobras, afirmou:

"(...) esta SG entende que o porte do desinvestimento proposto pela empresa, que decidiu vender oito de suas treze refinarias, o que representa aproximadamente 50% de sua capacidade de refino de combustível no país, é mais do que suficiente para endereçar as possíveis condutas investigadas e pode representar uma das medidas de estímulo à competição e à realização de novos investimentos no setor. A venda de parte do parque nacional de refino e a consequente entrada de novos agentes no mercado teria a capacidade de atrair investimentos no setor. Além disso, os impactos concorrenciais decorrentes de uma nova estruturação no mercado de refino poderão mitigar as dificuldades competitivas apontadas pela Abicom. (sem destaques no original)."[7] Quanto às possíveis relações entre as Requerentes envolvendo as atividades de refino de petróleo, foi realçado que o Grupo 3R não atua no setor de refino no Brasil, razão pela qual as Partes indicaram que a operação não resultaria em sobreposição horizontal, considerando as atividades desenvolvidas pela RPCC. No tocante a este ponto, há de se notar que a operação teria caráter pró-competitivo por gerar desconcentração do setor de produtos derivados de petróleo, vez que, com a venda para uma empresa de um grupo econômico sem atuação no setor de refino no Brasil, trazendo maior competitividade e dinamicidade ao mercado de refino, atendendo às preocupações trazidas pelo CADE no referido inquérito.

Todavia, considerando a possibilidade de integração vertical entre a produção de petróleo e o refino, a seguir serão apresentadas as informações a respeito da atividade de refino de petróleo. Na Tabela 5, abaixo, observa-se a capacidade de refino de cada uma das refinarias brasileiras, bem como sua participação no mercado levando-se em consideração sua capacidade. Tabela 5 - Evolução da Capacidade de Refino - 2011 - 2020 (barris de petróleo/dia) Fonte: SG, adaptado do Anuário Estatístico brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis: 2021 - ANP [8] Segundo as Requerentes, a RPCC é uma refinaria fundada em 2009, e atualmente conta com capacidade instalada de 6.000 m³/dia. O mix de produtos da refinaria envolve diesel, querosene de aviação e, desde setembro de 2010, gasolina automotiva[9]. A refinaria atende prioritariamente aos mercados do estado do Rio Grande do Norte e parte sul do estado do Ceará, como pode ser observado nas tabelas abaixo: Tabela 6 - Oferta da RPCC x Demanda da Região Nordeste - 2021 (x 1000 m³/ano) Tabela 7 - Oferta da RPCC x Demanda do estado do Rio Grande do Norte - 2021 (x 1000 m³/ano) Nota: Percentuais acima 100%, significa que o excedente de produção é direcionado para outros estados, por exemplo, CE Tabela 8 - Oferta da RPCC x Demanda do estado do Ceará - 2021 (x 1000 m³/ano) Fonte:

Requerentes com base nos dados da Petrobrás Como pode-se notar nas tabelas 6, 7 e 8, em geral, a produção da RPCC não é suficiente para atender toda a demanda dos estados do RN e CE nos produtos óleo diesel e gasolina, sendo necessário a demanda local adquirir esses produtos de outras refinarias, por exemplo, instaladas nos estados de Pernambuco, Ceará e Bahia (vide tabela 5). De forma diferente acontece com o produto querosene de aviação, com o qual a RPCC possui produção suficiente para atender o estado do RN e a quase totalidade do CE. Contudo, não se pode olvidar que com a privatização dos aeroportos nacionais, este mercado pode ser suprido por outros fornecedores com a demanda da iniciativa privada. Além disso, pode-se observar que a capacidade produtiva da RPCC (44.658 barris/dia) é superior à produção conjunta do Polo Potiguar e de todo o Grupo 3R (26.775 barris/dia), indicando que a RPCC demandaria petróleo de outros produtores, motivo pelo qual se afasta a hipótese de fechamento de mercado. Enfim, considerando a limitada atuação do Grupo 3R na produção de petróleo no Brasil e a capacidade produtiva da RPCC, não se vislumbra possibilidade de fechamento desses mercados. VI.4. Mercado de prestação de serviços portuários Segundo informam as Requerentes, o Terminal de Guamaré, é atualmente utilizado para o armazenamento pela Petrobras, sendo a sua subsidiária Transpetro a detentora da autorização para operá-lo.

Tal autorização será cedida para a 3R Potiguar após o fechamento da operação, sendo que sua estrutura é totalmente dedicada ao armazenamento e movimentação do petróleo (e produtos derivados) extraídos e produzidos na região, possuindo para tal 6 tanques para armazenamento de petróleo e derivados escuros, com capacidade máxima operacional de 144.877,7 m³, e 7 tanques para derivados claros, com capacidade máxima operacional de 79.758,7 m³. A figura abaixo ilustra a dimensão do terminal. Figura 4 - Vista aérea do Terminal de Guamaré Fonte: Petrobras Esta SG tem considerado duas atividades desenvolvidas nos terminais portuários na definição de mercado relevante na dimensão produto: (i) movimentação de cargas, que consiste no manuseio da carga para sua retirada ou colocação no interior do navio; e (ii) o serviço de armazenagem de cargas em áreas alfandegadas para aguardar a liberação para exportação ou internação, que se dá somente após o cumprimento de obrigações acessórias[10]. Essas atividades têm sido analisadas pela jurisprudência do CADE ora como um mercado único (em alguns casos) e ora como mercados segregados (na maioria dos precedentes). Entretanto, conforme consignado pela autoridade antitruste, “em qualquer hipótese, a definição de mercado relevante na dimensão produto baseia-se no tipo de carga armazenada e movimentada em cada terminal objeto da operação: granéis sólidos, granéis líquidos, carga geral não conteinerizada, carga conteinerizada”[11].

No caso do Terminal de Guamaré, a carga movimentada e armazenada compreende o petróleo e seus derivados. Em relação à dimensão geográfica, as características operacionais e estruturais do Terminal de Guamaré fazem com que ele não constitua uma opção de escoamento para outros tipos de granéis líquidos, sendo específico para produtos derivados de petróleo e combustíveis. Assim, seus concorrentes são outros terminais de mesmo fim, perfazendo uma concorrência interportos. Como mencionado acima, o Grupo 3R não possui atuação nesse ramo, de forma que a sua entrada nesse segmento e no ramo de refino, assim como suas atividades relacionadas à produção de petróleo, suscitam uma relação vertical com o referido terminal. Assim, abaixo são apresentadas informações sobre a atividade do terminal e, pelo fato de não envolver sobreposição horizontal nos segmento de movimentação e armazenagem portuária, não há necessidade de uma definição precisa do mercado relevante no presente caso. O Terminal Guamaré, em 2021, movimentou (entrada e saída) os seguintes produtos: diesel, gasolina, gasolina natural, nafta, óleo combustível, petróleo reprocessado e petróleo nacional. Considerando uma perspectiva abrangente, a tabela abaixo apresenta a participação do Terminal Guamaré, em comparação com os demais terminais brasileiros, na movimentação destes produtos:

Tabela 9 - Movimentação de Produtos em Terminais Portuários - Brasil (2021) Volumes em metros cúbicos a 20º C Tabela 10 - Movimentação de Produtos em Terminais Portuários - Região Nordeste (2021) Volumes em metros cúbicos a 20º C Fonte: SG, adaptado de Transpetro - https://transpetro.com.br/transpetro-institucional/informacoes-legais/informacoes-em-atendimento-a-anp.htm Observa-se das tabelas 9 e 10, que o Terminal Guamaré representa apenas 1,53% e 6,2% da movimentação nacional e regional, respectivamente, de produtos derivados de petróleo e combustíveis, não possuindo participação superior a 30% no mercado de movimentação de produtos derivados de petróleo e combustíveis. Contudo, nota-se a elevada participação em relação aos produtos de petróleo reprocessado em âmbito nacional e na gasolina natural na esfera regional. Em linha com a dimensão produto considerada nos precedentes (que avaliam a categoria geral das cargas e não o tipo específico de produto movimentado), ao se observar o quantitativo agregado destes produtos, nota-se que são reduzidos em relação aos derivados de petróleo como gasolina e diesel, por exemplo, não impactando significativamente nos mercados finais a que se destinam. Uma possível relação vertical pode ser aventada entre o mercado de produção de petróleo e seus derivados e a mercado de terminais portuários de produtos de petróleo e combustíveis.

Realizando-se a conversão da capacidade produtiva do Polo Potiguar, somado a produção do Grupo 3R (totalizando 26.775 barris/dia), tem-se cerca 1.553.887 m³/ano[12] de produção, que ao compararmos com a capacidade de "entrada" de movimentação anual do Terminal de Guamaré (metade dos 6.069.696 m³/ano), ou seja, cerca de 3.035.000 m³/ano, tem-se uma capacidade de atendimento próprio de 50% da produção derivada da operação em tela, caso toda a produção fosse escoada pelo terminal para venda fora do estado. Dessa forma, conclui-se que o Terminal de Guamaré possui capacidade para atender toda a produção atual do Grupo 3R e do Polo Potiguar, e ainda teria capacidade e disponibilidade para atender a demanda de outros players do mercado de produção e refino de petróleo. Ressalte-se que o Grupo Petrobras já utilizava o referido terminal e a relação vertical entre o terminal portuário, a produção de petróleo no Polo de Potiguar e as atividades da RPCC já seria pré-existente a presente operação. Já a operação reduz o nível de verticalização na cadeia de petróleo, na medida em tais ativos deixam de ser controlados pelo agente dominante desta cadeia, o Grupo Petrobras, passando a ser detidos por um entrante no ramo de refino e de terminal portuário dedicado a movimentação e armazenagem de petróleo e derivados.

Assim, em face da atuação das Partes, considera-se que a operação não tem o condão de provocar um fechamento dos mercados de produção de petróleo, terminal portuário e refino de petróleo. VI.5. Conclusões finais Por todo o exposto, considerando que as estimativas de market share conjunto das Requerentes no mercado horizontalmente sobreposto, em todos os cenários analisados, situam-se abaixo de 20%, conclui-se que a operação não acarreta prejuízos ao ambiente concorrencial, enquadrando-se na hipótese de procedimento sumário do art. 8º, inciso III, da Resolução nº 2/12. VII. Cláusula de Não-Concorrência Segundo as Requerentes, o contrato que formaliza a operação não possui o seguinte teor restritivo à concorrência. VIIi. CONCLUSÃO Aprovação sem restrições. ____________________________ [1] O Polo Potiguar compreende (i) três subpolos (Canto do Amaro, Alto do Rodrigues e Ubarana), totalizando 22 concessões de produção (19 terrestres e 3 marítimas) localizadas no Rio Grande do Norte, além de incluir infraestrutura de produção e escoamento que atendem a estes subpolos, e (ii) o Ativo Industrial de Guamaré (ATI) localizado no município de Guamaré́– RN. [2] Conversão: R$ 7.117.253.416,40 (sete bilhões e cento e dezessete milhões e duzentos e cinquenta e três mil e quatrocentos e dezesseis reais e quarenta centavos). Data cotação utilizada: 25/02/2022. Taxa: 1 Dólar dos Estados Unidos/USD (220) = 5,1388 Real/BRL (790) [3] Vide os seguintes Atos de Concentração:

AC nº 08700.004141/2021-59; nº 08700.001439/2021-15; nº 08700.001557/2021-15; nº 08700.004022/2020-15 (Requerentes: OP Pescada Óleo e Gás Ltda. e Petróleo Brasileiro S.A.); AC nº 08700.006177/2018-71 (Requerentes: Equinor Brasil Energia Ltda., Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda., ExxonMobil Exploração Brasil Ltda. e Petrogal Brasil S.A.). [4] Barril de Óleo Equivalente (boe): Unidade utilizada pela Industria do petróleo para comparar volumes de petróleo e gás natural tomando por base a equivalência energética entre o petróleo e o gás, medida pela relação entre o poder calorífico dos fluidos. Em geral, utiliza-se a seguinte relação aproximada: 1.000 m³ de gás para 1 m³ de petróleo, e 1m³ = 6,26 barris. [5] Elaboração das Requerentes com dados do painel dinâmico publicado pela ANP e disponibilizado no link: https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/paineis-dinamicos-de-producao-de-petroleo-e-gas-natural [6] Vide Ato de Concentração nº 08700.001687/2021-58 (Requerentes: MC Brazil Downstream Participações S.A. e Petróleo Brasileiro S.A.); nº 08012.007897/2005-98 (Requerentes: Petróleo Brasileiro S.A e Refinaria de Petróleo de Manguinhos S.A); Ato de Concentração nº 08012.002818/2007-14 (Requerentes: Petróleo Brasileiro S.A. e Ultrapar Participações S.A); Ato de Concentração nº 08012.002998/2008-15 (Requerentes: Petróleo Brasileiro S.A e Petróleos de Venezuela do Brasil Ltda.); e Ato de Concentração nº 08700.002817/2019-55 (Requerentes:

Petróleo Brasileiro S.A e Repsol Sinopec Brasil S.A.) [7] Vide parágrafo 35 da Nota Técnica nº 25/2019/CGAA4/SGA1/SG/CADE (0621468) do Processo 2715/2019. [8] Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Vide em: https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/publicacoes/anuario-estatistico/anuario-estatistico-2021 [9] Vide em: https://petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/principais-operacoes/refinarias/refinaria-potiguar-clara-camarao.htm [10] Vide: Caderno do CADE: Mercado de serviços portuários, 2017. Disponível em: https://cdn.cade.gov.br/Portal/centraisde-conteudo/publicacoes/estudos-economicos/cadernos-do-cade/mercado-de-servicos-portuarios-2017.pdf [11] Idem. [12] Tem-se que 1m³ = 6,26 barris.