Ato de Concentração Ordinário nº 08700.004540/2021-10

SEI/CADE - 1081192 - Voto Ato de Concentração Ato de Concentração nº 08700.004540/2021-10 Requerentes: Compass Gás e Energia S.A. (Compass), Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) Advogados: André Tostes, Ana Corrêa, Anna Binotto, Julia Braga, Vinícius Carvalho e outros. Terceiros Interessados: Associação Brasileira das Indústria de Vidro (ABIVIDRO), Associação de Associação Brasileira de Empresas e Exploração e Produção de Petróleo e Gás (ABEP), Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE), Associação de Empresas de Transporte de Gás natural por gasoduto (ATGAS) Advogados: pela ABIVIDRO: Carolina Nemoto, Fabio Beraldi, Fernanda Fiorentini; pela ABEP: Eric Jasper; pela ABRACE: Ana Veloso, Felipe Reis, Neide Malard; pela ATGAS: Olavo Chinaglia, Mylena Matos Relator(a): Conselheiro Luiz Augusto de Azevedo Hoffmann VOTO VOGAL - CONSELHEIRO Victor Oliveira fernandes VERSÃO PÚBLICA voto Trata-se de recursos interpostos pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE), pela Associação Brasileira de Indústrias de Vidro (ABIVIDRO) e pela Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto (ATGás) contra decisão da Superintendência-Geral do CADE que aprovou, sem restrições, a operação.

Inicialmente, gostaria de cumprimentar o Conselheiro Relator Luiz Hoffmann pelo trabalho realizado em seu gabinete, bem como a Superintendência Geral e os advogados, tanto das Requerentes quanto das Terceiras Interessadas, que trouxeram inputs relevantes para a apreciação desse caso. Trago à colação o presente voto-vogal mais alongado, pedindo antecipadamente escusas aos eminentes pares, mas, dada a complexidade do caso, sinto-me no dever de apresentar a minha visão sobre os possíveis prejuízos à concorrência resultantes deste ato de concentração. O exame desta operação, a meu ver, adquire uma complexidade especial por conta não só das particularidades do setor de gás natural, mas principalmente porque a apreciação do Ato de Concentração foi, de alguma forma, sobreposta à apreciação do cumprimento do TCC do Gás. Sobretudo em um contexto de transformação do mercado, alguns atores setoriais parecem ter nutrido elevadas expectativas sobre a presente Operação. Esse contexto de transformação setorial nos coloca um desafio particular de esclarecer adequadamente aos atores setoriais qual é o cenário contrafactual da análise feita pelo CADE em sede de controle de estruturas. Na literatura antitruste, há consenso no sentido de que “O contrafactual padrão do controle das concentrações é o status quo ante, ou seja, a situação que prevalece no momento em que a autoridade analisa a fusão” (tradução livre)[1]. O Guia H do CADE não contém disposição específica a esse respeito.

No entanto, importante baliza é fixada no Guia de Fusões Horizontais da Comissão Europeia, o qual dispõe que: Ao apreciar os efeitos de uma concentração sobre a concorrência, a Comissão compara as condições de concorrência resultantes da concentração notificada com as condições que se verificariam se a concentração não fosse realizada. Na maior parte dos casos, as condições de concorrência existentes na altura da concentração constituem o elemento de comparação relevante para a apreciação dos efeitos de uma concentração. Todavia, nalgumas circunstâncias, a Comissão poderá tomar em consideração futuras alterações do mercado que possam ser previstas de forma razoável. Em especial, ao determinar aquilo que constitui a comparação relevante, pode tomar em consideração a probabilidade de entrada ou saída de empresas caso a concentração não fosse realizada[2]. De forma conservadora, irei realizar a análise concorrencial levando em consideração o cenário pré-operação, ponderando ainda a perspectiva de curto e médio prazo de desenvolvimento do setor a partir das mudanças regulatórias recentes, em especial a edição da Lei nº 14.314, de , a chamada “Nova Lei do Gás”. Saliento, porém, que, mesmo considerando todos os contrafactuais disponíveis, não é atribuição do CADE definir qual agente econômico seria o melhor comprador possível para os ativos que compõem o objeto da operação.

Cabe tão somente à autoridade antitruste avaliar se o negócio jurídico privado em questão melhora ou piora o status quo ante do ambiente concorrencial. Ademais, ressalto que, ao longo da análise deste Ato de Concentração – e essa informação está pública – as Requerentes apresentaram ao CADE propostas vinculantes para alienação das participações societárias em 12 (doze) das 18 (dezoito) distribuidoras locais que inicialmente compunham o objeto da Operação. Dado o caráter vinculante dessas propostas, na presente análise, considerarei que o resultado líquido da presente operação – após os referidos desinvestimentos – restará restrito à aquisição de participação societárias do Grupo Comgás em apenas 6 (seis) CDLs, ao invés de 18 (dezoito), [ACESSO RESTRITO AO CADE E À COMPASS]. Estabelecidas essas premissas, passo à apreciação dos argumentos recursais dos Terceiros Interessados. 1. Elegibilidade da Requerente para a aquisição dos ativos da Gaspetro As Terceiras Interessadas impugnam a operação, sustentando que a Compass não preencheria os compromissos assumidos pela Petrobras com o CADE no TCC do Gás na cláusula 5.1, “c”, do TCC do Gás, que possui a seguinte redação: 5.1. Os compradores dos Ativos Desinvestidos deverão preencher, cumulativamente, os seguintes critérios: (a) independência com relação ao Sistema Petrobras, não possuindo, direta ou indiretamente, participação societária da PETROBRAS ou de suas Empresas Afiliadas (considerando-se a situação após o desinvestimento);

(b) possuir recursos financeiros e incentivos para manter e desenvolver os Ativos Desinvestidos como uma força competitiva viável e ativa no Território Brasileiro em relação à Petrobras e aos demais concorrentes no mercado; (c) independência com relação aos agentes que compõem os demais elos da cadeia de gás natural, não possuindo, direta ou indiretamente, participação societária destes agentes (considerando-se a situação após o desinvestimento). (Termo de Compromisso de Cessação. SEI 0636026, grifos nossos) Há dois possíveis óbices que foram levantados pelas Terceiras Interessadas sobre esse ponto. O primeiro diz respeito à atuação da Comgás como comercializadora, considerando que a Compass Comercializadora possui autorização regulatória da ANP para realizar compra e venda de gás. O segundo óbice está relacionado à discussão da construção do gasoduto de Subida da Serra. 1.1. Atuação da Requerente nas atividades de “comercialização” Em relação à atuação do Grupo Comgás na comercialização, as Requerentes argumentaram que a atividade de “comercialização” não constitui propriamente um “elo” da cadeia de valor do gás natural. Além disso, argumentam que seus investimentos na atividade de comercialização de gás natural – assim como na construção de um terminal de regaseificação e em dutos de escoamento – comporiam projetos futuros.

Argumentam, ainda, que tais projetos consistem em investimentos greenfield, caracterizando um aumento da oferta e uma expansão da concorrência no setor, em linha com os principais objetivos do TCC do Gás. Em seu Parecer nº 4/2022/CGAA4/SGA1/SG (SEI 1031206), a Superintendência-Geral do CADE (“SG/CADE”) constatou que (i) a Compass não é operacional na atividade de comercialização de gás natural até o momento, embora já tenha assinado (ou esteja em vias de assinar) contratos futuros; e que (ii) a comercialização de gás natural não constitui um elo da cadeia de gás. Sobre esse ponto, confesso que não me sensibiliza o argumento das Requerentes de que a vedação poderia ser afastada tão somente porque os projetos referidos estariam em fase pré-operacional. Se existem contratos já firmados, ainda que sujeito a termo futuro, entendo que isso é suficiente para reputar que há de atuação na comercialização. A questão, no entanto, é saber se “comercialização” de fato constitui “elos da cadeia de gás natural” para fins do TCC do Gás. A meu ver, o TCC não foi claro. Por isso, a interpretação do TCC deve ser feita em acordo com a própria legislação aplicável, em especial com a Lei nº 14.134, de 7 de abril de 2021, a chamada Nova Lei do Gás. Quando compreendemos o significado de comercialização na Nova Lei do Gás, o raciocínio de que seria vedado a uma empresa atuar em distribuição e comercialização torna-se, com as devidas vênias, tautológico. O art.

3º, inciso XII, da Lei nº 14.134, de 2021 define a comercialização simplesmente como “a atividade de compra e venda de gás natural”. Perceba-se, portanto, que a Nova Lei do Gás tratou o “comercializador” como um conceito legal guarda-chuva que abrange todos os agentes econômicos que podem realizar operações de compra e venda de gás em quaisquer das fases da cadeia física. Nesse sentido, o art. 31, § 2º, da Nova Lei do Gás deixa claro que: “poderão exercer a atividade de comercialização de gás natural, por sua conta e risco, mediante autorização outorgada pela ANP, as distribuidoras de gás canalizado, os consumidores livres, os produtores, os autoprodutores, os importadores, os autoimportadores e os comercializadores”. Aqui se coloca a mencionada tautologia. Se compreendermos que, por força do TCC, os agentes atuantes na “distribuição” não poderiam atuar na “comercialização”, esse entendimento iria contrariar diretamente o art. 31, § 2º, da Nova Lei do Gás, que autoriza as mesmas distribuidoras a atuar como comercializadoras. Adicionalmente, é importante entender que o novo marco legal fez uma opção por um modelo de unbundling funcional na indústria do gás. Nesse sentido, o art. 30 da Nova Lei não trouxe uma proibição absoluta à participação societária conjunta em distribuidoras e comercializadoras, mas apenas estabeleceu limitações ao exercício dos direitos políticos dos acionistas. Art. 30.

É vedado aos responsáveis pela escolha de membros do conselho de administração ou da diretoria ou de representante legal de empresas ou consórcio de empresas que atuem ou exerçam funções nas atividades de exploração, desenvolvimento, produção, importação, carregamento e comercialização de gás natural ter acesso a informações concorrencialmente sensíveis ou exercer o poder para designar ou o direito a voto para eleger membros da diretoria comercial, de suprimento ou representante legal de distribuidora de gás canalizado. No mesmo sentido, o art. 18 do Decreto nº 10.712, de 1º de junho de 2021, que regulamenta a Lei do Gás, também contém dispositivo que afirma ser “permitida a relação societária entre empresas que exerçam atividade concorrencial e distribuidoras de gás canalizado”. As únicas reservas existentes na nova Lei do Gás quanto à atuação em ambas frentes dizem respeito ao acesso a informações concorrencialmente sensíveis e ao exercício de poder de designação/direito a voto. Portanto, uma vez que a própria Lei do Gás permite, expressamente, que distribuidoras de gás canalizado exerçam a atividade de comercialização de gás natural – e sendo a condição de independência da cláusula 5.1,“c”, do TCC fruto de uma busca de alinhamento ao desenho de mercado trazido por este novo sistema legal – entendo que a atuação da Compass na comercialização não constitui óbice à Operação. 1.2.

Possível atuação no transporte (discussão sobre o projeto “Subida da Serra”) Outro ponto de controverso quanto à atuação da Compass em mais de um dos elos da cadeia de gás diz respeito a seus investimentos no chamado projeto “Subida da Serra”, projeto de construção de gasoduto autorizado pela ARSESP. A discussão gira em torno da definição da natureza do gasoduto: controverte-se se trata de infraestrutura de transporte ou de distribuição de gás natural. O debate é protagonizado pela ANP e pelo Governo do Estado de São Paulo e tem, como pano de fundo, o intrincado arranjo de competências federativas no setor de gás natural. A Constituição Federal de 1988 estabelece a competência da União para prestar e regular o transporte de gás natural (art. 177, IV, §2º), e a competência dos Estados sobre os serviços locais de gás canalizado (art. 25, §2º). O Estado de São Paulo, por meio do Decreto nº 65.889, de 27 de julho de 2021, dispôs sobre os critérios de classificação de gasodutos de distribuição de gás canalizado. O projeto Subida da Serra, de acordo com a normativa estadual, enquadrar-se-ia na classificação de duto de distribuição. No entanto, em setembro de 2021, a ANP, no âmbito do Processo Administrativo nº 48610.217937/2020-12, qualificou o projeto como um gasoduto de transporte. Sendo assim, seria atividade de monopólio da União, conferindo à ANP a atribuição de regulá-la e fiscalizá-la.

O Governo do Estado de São Paulo e a Comgás pleitearam uma reconsideração da decisão, solicitando uma revisão da classificação do empreendimento à ANP. Após reavaliação, sedimentada na Nota Técnica nº 8/2022/SIM/ANP-RJ, a ANP manteve seu posicionamento. Em janeiro de 2022, a diretoria da ANP concedeu autorização para que a Procuradoria Federal junto à agência iniciasse os procedimentos necessários ao questionamento da constitucionalidade do referido Decreto estadual perante o Supremo Tribunal Federal, assim como de outros atos normativos de entes subnacionais que pretendam dispor sobre temas que supostamente invadam sua competência regulatória e normativa (Resolução de Diretoria RD nº 40/2022/ANP). A definição da natureza do projeto Subida da Serra é importante para o caso em concreto não apenas em razão do já mencionado requisito de independência presente no TCC, como também em razão da vedação existente na Lei do Gás de verticalização entre o transporte e as atividades concorrenciais no setor, ou seja, entre (i) transporte e exploração, (ii) transporte e desenvolvimento, (iii) transporte e produção, (iv) transporte e importação, (v) transporte e carregamento, e (vi) transporte e comercialização de gás natural (art.

5º, § 1º).[3] Ou seja, se Subida da Serra for considerada uma infraestrutura de distribuição de gás natural, não há violação à condição de independência existente no TCC e à Lei do Gás, uma vez que a Compass estaria atuando no mesmo elo – de distribuição – da cadeia de gás natural. No entanto, caso o empreendimento seja considerado infraestrutura de transporte, há violação ao requisito de independência do TCC e à Lei do Gás, uma vez que estaria operando em outro elo da cadeia de gás natural, atuando verticalmente nas atividades de transporte e comercialização de gás natural. Essas divergências entre os órgãos reguladores federal e estadual reflete uma potencial situação de conflito de interesses entre Estados e União que, inclusive, pode obstar totalmente o desenvolvimento do Novo Mercado do Gás. Esse é um problema central para o setor. Como destacado em ensaio de Diogo Lisbona Romeiro, pesquisador do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da FGV/RJ[4], a distinção da rede de transporte em relação à rede de distribuição não fundamenta-se em critérios técnicos, o que leva a ineficiências na “remuneração de ativos, na alocação de custos e na própria expansão da rede”. No caso de Subida da Serra, sendo a solução alcançada apenas com a resolução do conflito de competência entre os órgãos federativos, é necessário ressaltar que não cabe ao CADE resolvê-lo. Aliás, diante de uma perspectiva de judicialização, caberá ao Poder Judiciário resolver a questão.

De todo modo, caso eventual judicialização e resolução do conflito de competência resulte no entendimento de que se trata de infraestrutura de transporte de gás natural, a Compass será obrigada a realizar o desinvestimento do empreendimento – tanto em razão do descumprimento do TCC, quanto em razão da própria vedação legal presente no § 1º do art. 5º da Lei do Gás, que proíbe a verticalização entre as atividades de transporte e comercialização de gás natural. Assim, faço eco às considerações do voto-relator no sentido de que “o CADE deve se resguardar da possibilidade de rever este Ato de Concentração, notadamente no que diz respeito à sua compatibilidade com o TCC e quanto aos efeitos de eventual integração vertical sobre os mercados relevantes afetados, caso prevaleça o entendimento que o referido gasotudo representa atuação na atividade de transporte de gás natural e caso o Grupo Compass se quede inerte diante de decisão nesse sentido, de forma a manter atuação verticalizada entre as atividades de transporte e comercialização de gás natural, o que violaria o art, 5º, da Nova Lei do Gás, e também implicaria em inobservância à Cláusula 5.1, alínea “c”, do referido TCC”. Neste cenário, a operação de desinvestimento deverá ser notificada ao CADE. Trata-se, portanto, de risco assumido pela Compass no âmbito desta Operação. 2.

Análise concorrencial Além do debate acerca da elegibilidade do Grupo Comgás diante das condições impostas pelo TCC, as Recorrentes suscitaram diversas preocupações concorrenciais que merecem ser escrutinadas com cautela pelo CADE. O SG/CADE enfrentou praticamente todas essas preocupações, mas permito-me reapreciá-las neste voto. Farei isso a partir de uma metodologia distinta daquela que foi utilizada pela SG/CADE e pelo voto-relator para a definição de mercados relevantes no setor de gás natural. Além disso, tentarei agregar complementações às análises de cenários, buscando enquadrar os argumentos das Terceiras Interessadas em fórmulas mais conhecidas do meio antitruste em termos de teorias do dano. Ao enxergar a Operação a partir dessa abordagem alternativa de mercados relevantes, tentarei dialogar com as conclusões da SG/CADE, trazendo eventualmente discussões complementares sobre os possíveis efeitos anticoncorrenciais da Operação. 2.1. Definição dos mercados relevantes Entendo que os possíveis problemas concorrenciais subjacentes à Operação só podem ser adequadamente compreendidos se houver uma definição adequada dos mercados relevantes afetados. Por esse motivo, nesta seção do voto, irei divergir da SG/CADE quanto às definições dos mercados relevantes adotadas nas dimensões produto e geográfica. Saliento que essa minha divergência pontual não invalida as conclusões que a SG/CADE chegou.

Todavia, considero que, até mesmo para balizar análises futuras deste Conselho, devemos ser, ao máximo possível, mais rigorosos e exaustivos na construção de cenários de mercado relevante alternativos e complementares para um setor regulado que está em transformação. Sabemos, é claro, que as definições de mercado relevante na análise antitruste não são consideradas um fim em si mesmo, e sim um mero instrumental analítico para a aferição de poder de mercado[5]. Sabemos também que essa metodologia, embora historicamente consagrada no direito da concorrência, é objeto de críticas acadêmicas, sobretudo porque ela muitas vezes dá azo a reducionismos econômicos[6]. Realmente, não podemos perder de vista que definir um mercado relevante é sempre uma narrativa ficcional, que nem sempre é capaz de apreender as relações de intercambialidade de produtos heterogenos. Apesar disso – sobretudo em indústrias em rede em que as transações entre diversos agentes econômicos são altamente interligadas – a definição de mercados relevantes é ferramenta de grande utilidade para que possamos identificar as forças competitivas em jogo. Mais do que isso, definir de forma adequada mercados relevantes é essencial para que possamos traçar os limites dentro dos quais uma questão concorrencial específica está sendo analisada, sobretudo no que atine à definição da teoria do dano aplicável e à verificação dos efeitos anticoncorrenciais e eficiências alegadas[7].

Sobre esse ponto, são especialmente valiosas as lições do Professor da Universidade de Düsseldorf Rupprecht Podszun ao anotar que “a definição do mercado relevante é um passo da análise antitruste que informa as partes, os litigantes, os enforcers e o próprio público sobre a forma como, num processo administrativo ou judicial, a realidade econômica está sendo ‘traduzida’ para o domínio do juízo de valor normativo”[8] (tradução livre). No caso em tela, entendo que esse esforço de dar maior clareza às definições de mercado relevante se faz imprescindível, principalmente porque a jurisprudência do CADE no setor de gás natural ainda é bastante confusa e multifacetada. A Tabela 6 do Parecer da SG/CADE, por exemplo, sistematizada as definições de mercado relevante utilizadas em 19 (dezenove) precedentes do CADE. Nesse conjunto, há julgados que consideram comercialização e distribuição como atividades sobrepostas em uma única dimensão produto, há julgados que consideram essas duas atividades como mercados relevantes distintos e, por fim, há ainda precedentes que, além de diferenciar a comercialização da distribuição, segmentam o mercado de distribuição pelo tipo de cliente (residencial, comercial e industrial). É claro que cada uma dessas definições deve ser compreendida dentro do respectivo contexto das operações examinadas. Pode ser que, para cada operação, houvesse maior ou menor utilidade na construção destes respectivos cenários.

Ao longo do presente Ato de Concentração, as Requerentes e as Terceiras Interessadas (em especial a ANP) parecem ter divergido fundamentalmente sobre qual seria a melhor abordagem para a compreensão da cadeia de suprimento da indústria de gás natural no Brasil. Uma primeira abordagem privilegiaria a definição de mercados relevantes a partir da identificação dos fluxos físicos de transporte das moléculas de gás. Aqui, teríamos uma divisão tradicional do mercado em upstream (produção), midstream (transporte) e downstream (distribuição). Por outro lado, uma segunda abordagem privilegia a definição de mercados relevantes a partir da análise dos fluxos de compra e venda de gás natural entre os diversos agentes econômicos atuantes nos elos da cadeia. A abordagem de fluxos físicos mostra-se adequada principalmente em um cenário em que apenas as distribuidoras são autorizadas a vender gás natural para consumidores livres dentro das suas respectivas áreas de concessão. É o que acontece tradicionalmente no setor de gás natural brasileiro com o monopólio da Petrobras. Todavia, nos últimos anos, com as iniciativas regulatórias de fomento à comercialização, pode fazer cada vez mais sentido olhar para os fluxos comerciais como unidades de análise antitruste.

É interessante observar que, mesmo em precedentes antigos do CADE, este Tribunal já antevia que, com o amadurecimento do setor, poderia fazer sentido adotar uma abordagem de definições de mercados relevantes baseada nos fluxos comerciais e não nos fluxos físicos da molécula do gás dentro da cadeia de valor. Aqui, não há como deixar de reverenciar o brilhante voto do ex-Conselheiro Mércio Felsky[9] no âmbito do Ato de Concentração nº 08012.000035/2000-68(Requerentes: Gas Brasiliano, SNAM e Italgas), que, ainda no ano de 2001, já antecipava a necessidade de, no futuro, considerarmos as atividades de distribuição e comercialização como mercados relevantes distintos[10]. No presente Ato de Concentração, desde o início da instrução processual, as Requerentes buscaram ao máximo defender uma abordagem de mercado relevante baseada predominantemente nos fluxos físicos da cadeia[11]. Essa posição das Requerentes, no entanto, foi duramente criticada pelos Terceiros Interessados, em especial pela ABRACE (SEI 0964194) e pela própria ABIVIDRO (SEI 0986324), que, por meio de suas manifestações, agregaram enorme valor à análise concorrencial.

Em breve síntese, essas entidades defenderam, ao longo da instrução processual, que, dadas as diretrizes do Novo Mercado de Gás traçadas pelo Comitê de Monitoramento de Abertura do Mercado de Gás, pela ANP e pela própria Nova Lei do Gás, faria sentido considerar a comercialização como um mercado relevante distinto da distribuição e não apenas como uma mera atividade exercida pelos agentes do setor. Do ponto de vista da estratégia processual das Requerentes, não faltavam motivos para que elas defendessem que a Operação afetaria tão somente o mercado de distribuição. Dado que se trata de serviço público de competência dos Estados nos termos do art. 25, § 2º, da Constituição Federal, o serviço de distribuição é considerado pela própria jurisprudência do CADE um monopólio natural dentro de cada uma das respectivas áreas de concessão. A consequência disso é que a Operação geraria tão somente uma substituição de agentes nos mercados relevantes geográficos coincidentes com as áreas de atuação das 18 (dezoito) CDLs adquiridas pelo Grupo Comgás. Estaríamos, assim, diante de um caso simples de Ato de Concentração Sumário que não geraria grande necessidade de aprofundamento da análise Além disso, por conta do debate sobre o TCC do Gás Natural, o Grupo Comgás buscou argumentar exaustivamente que a atividade de “comercialização” não constitui um “elo” da cadeia de valor do gás natural.

O Grupo Comgás quis ao máximo possível afastar o entendimento de que era inelegível para a compra dos ativos da Gaspetro nos termos do TCC do Gás. Aqui, temos um exemplo de como uma expressão atécnica – “elo” – utilizada no TCC gerou tantas confusões e má-compreensões que, ao fim e ao cabo, prejudicaram o próprio debate concorrencial na análise deste Ato de Concentração. De todo modo, diante das posições antagônicas nos autos sobre a definição de mercados relevantes, a SG/CADE fez suas escolhas, a meu ver devidamente motivadas. A partir de alguns ajustes e mudanças em relação à jurisprudência, a SG/CADE definiu, sob a ótica da dimensão produto, 4 (quatro) mercados relevantes, quais sejam: (i) distribuição de gás natural no cenário local; (ii) distribuição de gás natural no cenário nacional; (iii) comercialização de gás natural para consumidores cativos, de âmbito nacional; e (iv) comercialização de gás natural para consumidores livres, de âmbito nacional. Já sob a ótica da dimensão geográfica, outras quatro unidades de análise foram definidas, quais sejam (i) distribuição de gás natural no cenário local; (ii) distribuição de gás natural no cenário nacional; (iii) comercialização de gás natural para consumidores cativos no cenário nacional; e, (iv) comercialização de gás natural para consumidores livres no cenário nacional.

Neste ponto, não posso deixar de elogiar o trabalho feito pela SG/CADE ao confrontar os argumentos das Requerentes e concluir adequadamente que as atividades de distribuição e de comercialização nem sempre devem ser consideradas integrantes de um mesmo mercado relevante. Como muito bem observado no Parecer: “a coincidência entre distribuição e comercialização [é] circunstancial – isso é, circunscrita a um período determinado pelas escolhas dos reguladores estaduais e definidas em seu modelo de concessão” (SEI 1031206, p. 38, §347) Contudo, pedindo as máximas vênias ao posicionamento da SG/CADE, entendo que as definições de mercado relevantes delineadas na decisão recorrida restaram desnecessariamente complicadas e, de certo modo, imprecisas, quando confrontadas com a legislação setorial. Mesmo que no atual momento não exista um sistema maduro de comercialização independente no Brasil, as mudanças regulatórias trazidas em especial com a Nova Lei do Gás, fazem com que seja especialmente oportuno investigar os efeitos da Operação sobre as atividades de comercialização. De fato, sobretudo a partir do lançamento do programa Novo Mercado do Gás em 2019, em sucessão ao programa Gás Para Crescer de 2016, houve um alinhamento das iniciativas da ANP, do CNPE e do próprio CADE, voltadas à proposição de mudanças regulatórias destinadas a promover maior oferta e liquidez na comercialização do gás natural aos consumidores finais.

O desenho do Novo Mercado de Gás Natural foi apresentado pela Agência e pelo CNMP inicialmente a partir da edição da Consulta Pública nº 001/2020, que apresentou o documento intitulado “Modelo Conceitual de Gás na Esfera de Competência da União – Comercialização e Balanceamento”[12]. Esse modelo conceitual previa a comercialização como uma atividade econômica a ser realizada por diversos agentes da indústria, independentemente de qualquer atuação nos mercados de transporte ou distribuição física de gás. De acordo com o modelo apresentado (que possui semelhanças muito latentes com o modelo de comercialização do setor elétrico), os agentes comercializadores seriam autorizados pela ANP a negociar contratos de gás em um ponto virtual de negociação (PVN), estabelecido em uma área de mercado de capacidade no sistema entrada e saída. Permito-me colacionar duas ilustrações constantes do Modelo Conceito de Gás que, a meu sentir, deixam muito claras as diferenças entre os fluxos físico e comercial do gás natural ao longo da cadeia de suprimentos. A Figura 1 abaixo enfatiza a movimentação do gás natural pelo transporte dutoviário e pela distribuição de gás canalizado, atividades essas tipicamente organizadas em monopólios naturais. Nesse cenário de movimentação física, é relativamente intuitiva a coincidência dos mercados relevantes com os respectivos elos de movimentação do gás nos níveis upstream, midstream e dowstream da cadeia. Figura 1 SIM/ANP.

Modelo Conceitual de Gás na Esfera de Competência da União – Comercialização e Balanceamento, setembro/2020, p. 8. Adicionalmente a esses fluxos físicos, o documento da ANP e do CNMPE contempla ainda a Figura 2 abaixo, que ilustra a “estrutura atual da atividade de comercialização do gás natural, por meio de negociações bilaterais entre os agentes no mercado físico”. Nessa estrutura atual, ocorrem os fluxos comerciais bilaterais de gás natural entre fornecedores, distribuidoras locais de gás canalizado e consumidores livres. Figura 2 Fonte: SIM/ANP. Modelo Conceitual de Gás na Esfera de Competência da União – Comercialização e Balanceamento, setembro/2020, p. 10. Destaca-se que, embora os procedimentos de revisão regulatória iniciados com a Consulta Pública nº 001/2020 da ANP ainda estejam pendentes, a promulgação da Nova Lei do Gás em 2021 (Lei nº 14.134, de 2021) corroborou a existência de um mercado de comercialização que não se confunde com os mercados de transporte e distribuição. A partir desse novo arcabouço legal, entendo que os mercados relevantes antitruste para a indústria do gás natural devem ser pensados de acordo com a participação permitida pela regulação em cada uma das etapas de compra e venda da molécula ao longo da cadeia. Isso requer que seja devidamente compreendida a atividade de comercialização no novo marco legal. O art. 3º, inciso XII, da Lei nº 14.134, de 2021 define a comercialização simplesmente como “a atividade de compra e venda de gás natural”.

Além disso, o art. 31 deixa claro que “a comercialização de gás natural dar-se-á mediante a celebração de contratos de compra e venda de gás natural, registradas na ANP ou em entidade par ela habilitada, nas termas de sua regulação, ressalvada a venda de gás natural pelas distribuidoras de gás canalizada aos respectivos consumidores cativas". Perceba-se, portanto, que a Nova Lei do Gás tratou o “comercializador” como um conceito legal guarda-chuva que abrange todos os agentes econômicos que podem realizar operações de compra e venda de gás em quaisquer das fases da cadeia física. Nesse sentido, o art. 31, § 2º, da Nova Lei do Gás deixa claro que: “poderão exercer a atividade de comercialização de gás natural, por sua conta e risco, mediante autorização outorgada pela ANP, as distribuidoras de gás canalizado, os consumidores livres, os produtores, os autoprodutores, os importadores, os autoimportadores e os comercializadores”. Assim, o art. 31, § 2º, da lei deixa claro que a comercialização (ou seja, compra e venda do gás) pode ser feita por diversos agentes econômicos. Alguns desses agentes econômicos (como as distribuidoras e os consumidores livres) podem eventualmente estar presentes na cadeia física do gás, estabelecendo contratos de transporte dutoviário nos elos upstream, midstream e downstream da cadeia.

Ocorre que, além desses agentes econômicos que já participam da cadeia física do gás natural, a Nova Lei do Gás prevê que há outros “comercializadores” que, didaticamente, poderiam ser chamados de “comercializadores independentes”. Conforme informações prestadas nos autos pela ANP, atualmente existem aproximadamente 160 agentes comercializadores autorizados a exercer a atividade de comercialização de gás natural na qualidade de agente vendedor. Nesse conjunto, há diversas empresas produtoras de petróleo e derivados, ou que já atuam em outras fases da cadeia física. Para realizar a entrega física do gás, as comercializadoras precisam contratar o uso de uma rede dutoviária de transporte com os carregadores. Nos termos da lei, os carregadores são “agentes que utilizam ou pretendem utilizar o serviço de transporte de gás natural em gasoduto de transporte, mediante autorização da ANP” (art. 3º, inciso IX). A figura abaixo é bastante ilustrativa de como o modelo conceitual de um mercado amplo de comercialização poderia se desenvolver a partir das contratações entre comercializadores e carregadores: Figura 3 Fonte: ANP. Desverticalização na Indústria do Gás Natural. Nota Técnica nº 004/2018-SIM, Agência Nacional do Petróleo Gás Natural e Biocombustíveis, ANP, 2018.

Partindo dessa compreensão, entendo que é oportuno para os fins desta Operação presumir, conservadoramente, que existem de fato mercados relevantes autônomos de comercialização, ainda que em etapa inicial de amadurecimento. Todavia, embora tenha se baseado nessa premissa, o Parecer da SG/CADE definiu, a meu ver equivocadamente, um mercado de distribuição no cenário nacional e um mercado de comercialização de gás natural para consumidores cativos de também âmbito nacional, o que não parece fazer sentido já que os consumidores cativos, pelos termos da lei, só são atendidos pela distribuidora local (art. 3º, inciso XIV). Além disso, também entendo que não faz sentido definir o mercado de comercialização para consumidores livres. Isso porque, em um cenário de comercialização atacadista, os consumidores livres podem eventualmente concorrer com outros comercializadores pela aquisição da molécula de gás, seja perante os produtores, seja perante outros comercializadores. Mesmo que no Brasil ainda não tenhamos um mercado amadurecido de comercialização e as nossas contratações ainda sejam muito lastreadas em contratos de movimentação de transporte, entendo que é válido o exercício de separar ao máximo possível os mercados relevantes para conferir ainda maior rigor à análise dos possíveis efeitos anticompetitivos da Operação.

Assim, por todos os motivos apresentados e para que consideremos o cenário mais conservador possível dos efeitos anticompetitivos da Operação, defino que as Requerentes nos atuam nos seguintes mercados relevantes, na dimensão produto: Mercado atacadista de fornecimento de gás natural a nível a montante: mercado em que agentes comercializadores (especialmente produtores, distribuidoras e consumidores livres, conforme o art. 31, § 2º, da Nova Lei do Gás) disputam a aquisição de gás natural, em geral em grande volume, junto a produtores, importadores e outros carregadores. Mercado atacadista de fornecimento de gás natural a jusante: mercado em que agentes comercializadores (especialmente produtores, distribuidoras e consumidores livres, conforme o art. 31, § 2º, da Nova Lei do Gás) negociam, entre si, contratos de compra e venda de gás natural. Mercado varejista de revenda de gás natural a consumidores cativos: mercado em que consumidores cativos (art. 3º, inciso XIV, da Nova Lei do Gás) contratam o fornecimento de gás natural das distribuidoras locais de gás canalizado. Sob a ótica da dimensão geográfica, não há maiores dificuldades em entender que os dois primeiros mercados atacadistas de fornecimento de gás a montante e a jusante funcionam em uma dimensão geográfica nacional. Isso porque os comercializadores, ao obterem autorização da ANP, podem firmar contratos de aquisição de gás natural com produtores do nível upstream ou mesmo com outros comercializadores nacionalmente.

O mercado varejista de revenda de gás natural, por sua vez, aproxima-se bastante ao mercado tradicional de distribuição de gás canalizado. Na venda aos consumidores cativos, portanto, considerando que as distribuidoras exploram o serviço público de gás canalizado em caráter de exclusividade, conforme o contrato de concessão, o mercado geográfico coincide com o da área de outorga respectiva (mercado local). A meu ver, essa classificação em três mercados relevantes na dimensão produto ajuda bastante a compreender e a discutir os problemas concorrenciais suscitadas pelas Terceiras Interessadas. Ilustro na figura abaixo, mais uma vez, os principais conceitos legais que autorizam essa definição de mercados relevantes: Figura 4 Fonte: elaboração do Gabinete 4. Ressalto que a proposta aqui apresentada dialoga bastante com a jurisprudência que tem sido construída pela Comissão Europeia para análise de condutas e estruturas no setor de gás natural. Aliás, entendo que podemos nos espelhar nos precedentes desta autoridade antitruste estrangeira, principalmente porque, no âmbito Comunitário Europeu, também houve reformas estruturais de liberalização e ampliação da concorrência que colocaram a autoridade antitruste na posição de adaptar as antigas definições de mercados relevantes a uma nova realidade de maior concorrência nos segmentos comerciais desta cadeia.

Portanto, no âmbito do Direito Comunitário Europeu, construiu-se uma sólida jurisprudência de mercados relevantes para o setor de gás natural que, a meu ver, pode ser transporta para o caso brasileira, com as devidas adaptações. A partir do caso Centrica/Venture Production de 2009[13], a Comissão Europeia passou a definir os seguintes mercados relevantes na dimensão produto: (i) mercado atacadista a montante de fornecimento de gás natural (upstream wholesale supply of natural gas)[14]; (ii) mercado atacadista a jusante de fornecimento de gás natural (downstream wholesale supply)[15]; (iii) mercado varejista de fornecimento de gás natural (retail supply of gas)[16] , segmentado em quatro submercados, a depender do tipo de cliente (centrais eléctricas alimentadas a gás; grandes clientes industriais; pequenos clientes industriais, comerciais e famílias); e, por fim (iv) mercado de distribuição (distribution of natural gas), que consiste na distribuição de gás natural por rede dutoviária de baixa e média pressão, mercado que é considerado tipicamente um monopólio natural[17]. Ressalto que, no caso brasileiro, as condições de desenvolvimento do mercado de fornecimento atacadista a nível a jusante ainda são bastante incipientes. Esse estágio inicial de amadurecimento do mercado será ponderado no aprofundamento da análise concorrencial nas próximas seções deste voto.

Além disso, considerando que alguns dos cenários de mercados relevantes traçados pela SG/CADE foram mais restritos do que aqueles adotados no presente voto, nas situações em que isso ocorre, buscarei dialogar com o Parecer da SG/CADE, para fins de perfilar a análise mais conservadora possível. Assim, entendo que os grupos econômicos das empresas Requerentes estão presentes nos três mercados relevantes ora identificados. 2.2. Aprofundamento das sobreposições horizontais e restrições verticais A partir das definições de mercado relevante traçadas acima, é possível examinar o perfil das Requerentes. Verifica-se que a Gaspetro está presente em dois dos mercados relevantes afetados pela Operação, uma vez que é titular de participações societárias nas 18 (dezoito) distribuidoras locais que inicialmente compunham o objeto da Operação. No mercado atacadista de fornecimento de gás natural a nível a montante, a Gaspetro atua, pelo lado da demanda, adquirindo o fornecimento de gás dos produtores e importadores. Já no mercado varejista de revenda de gás natural a consumidores cativos, a Gaspetro atua, pelo lado da oferta, como revendedora de gás natural aos consumidores cativos.

Salienta-se que o Grupo Petrobras em si também atua na comercialização do gás próprio, pelo lado da oferta, no mercado atacadista de fornecimento de gás natural A Compass, por sua vez, tem sua participação consolidada no mercado varejista de revenda de gás natural a consumidores cativos em sua respectiva área de concessão no Estado de São Paulo. Ainda que a empresa defenda que atualmente só tem participação nesse mercado downstream de revenda aos consumidores cativos, faz sentido considerarmos, conservadoramente, que a empresa também está presente nos dois mercados de fornecimento atacadista. No fornecimento atacadista a montante, ela atua, no lado da demanda, como compradora de fornecedores e importadores. No fornecimento atacadista a jusante, ela atua como comercializadora, tanto pelo lado da oferta quanto pelo lado da demanda. Isso é materializado hoje nos contratos celebrados para futura comercialização (seja de suprimento, seja de fornecimento). A partir das definições de mercado relevante traçadas acima, a tabela abaixo ilustra como as sobreposições horizontais e os reforços de restrições verticais decorrentes da Operação podem ser vislumbrados: Fonte: elaboração do Gabinete 4. Entendo que as alegações das Terceiras Interessadas podem ser enquadradas dentro de teorias do dano típicas de fusões horizontais e verticais.

Na perspectiva horizontal, entendo que a principal preocupação é de que a fusão reforce o poder de compra das Requerentes em relação aos ofertantes do mercado atacadista de fornecimento de gás natural a montante. Na perspectiva vertical, por outro lado, a preocupação é de que a possível integração futura entre as atividades das Requerentes no mercado atacadista de fornecimento de gás natural a jusante (dimensão geográfica nacional) e nos respectivos mercados de revenda varejista de gás natural a consumidores cativos (dimensão geográfica local por área de concessão) gere a possibilidade de acesso a informações concorrencialmente sensíveis ou obstaculize o surgimento de preços de referência (benchmarks). Passa-se a discutir essas hipóteses. 2.2.1. Aspectos horizontais no mercado atacadista de fornecimento de gás natural a montante (dimensão geográfica nacional): criação/reforço do poder de compra das Requerentes junto aos fornecedores upstream As Recorrentes aduzem que, no cenário pós-Operação, haverá uma criação ou um reforço do poder de compra das CDLs integrantes do Grupo Comgás junto aos fornecedores de gás natural, gerando como risco um “potencial efeito inibidor para a entrada de novos supridores no mercado”.

Assim, sustentam que, se a operação for aprovada sem restrições, o Grupo Comgás será capaz de arregimentar as suas CDLs para exercer esse maior poder de compra junto aos fornecedores dos segmentos upstream da cadeia de valor, o que poderia prejudicar a concorrência a montante. Esses riscos concorrenciais foram levantados especialmente nas manifestações do Comitê de Monitoramento da Abertura do Mercado de Gás Natural (CMGN), que asseverou que “o movimento de ‘horizontalização’ pretendido pelo Grupo Cosan, ao participar do processo de aquisição da Gaspetro, conferirá ao Grupo um elevado poder de barganha a ser exercido a nível nacional, gerando maior concentração do lado da demanda no mercado upstream, sem, entretanto, gerar potencialmente benefícios aos consumidores finais”. (SEI 0983741, p. 62, § 235). No mesmo sentido, a ANP dedicou parte significativa da sua manifestação à discussão sobre os possíveis efeitos negativos do poder de compra na cadeia a montante, aduzindo que: Pode-se antever dois possíveis impactos de eventual redução do preço do gás natural pago pelos distribuidores em decorrência do aumento do poder de compra do Grupo Cosan nesse segmento: (1) redução imediata da lucratividade das operações à montante da cadeia, abrangendo as atividades de produção, importação e comercialização do energético, em decorrência da redução de preço recebido pelos distribuidores e/ou da diminuição da oferta;

(ii) desincentivo a novos investimentos, sobretudo os diretamente relacionados à prospecção de gás natural (sobre os campos não associados e/ou com baixa presença de condensados) e transporte e armazenamento (tais como terminais de liquefação e gasodutos de transporte), além de mudanças no mix de produção de petróleo e gás natural (com a adoção de estratégias tais como maior injeção de gás natural para o aumento da produção de petróleo); tendo em vista a incipiência do desenvolvimento da indústria brasileira de gás natural, é previsto que tais restrições são capazes de prejudicar a competição no setor. (SEI 0998971, p. 42, § 365 e 366) Considero que referidas preocupações podem ser apreciadas tendo como unidade de análise aquilo que defini neste voto como o “mercado atacadista de fornecimento de gás natural a montante (dimensão geográfica nacional)”. Sob essa ótica, a Operação estaria gerando sobreposições horizontais, na medida em que as Requerentes possuem atuação prévia na aquisição de gás natural das empresas produtoras, sobretudo por meio das CDLs da Gaspetro e do grupo Comgás. Fusões horizontais que reforçam o poder de compradores podem gerar efeitos positivos ou negativos sobre a concorrência. Essa compreensão é refletida no próprio Guia de Fusões Horizontais do CADE[19].

Por isso, quando da análise desse tipo de alegação, a autoridade antitruste deve examinar “(i) se a concentração cria ou aumenta suficientemente o poder de compra ao ponto de suscitar preocupações concorrenciais relevantes, e (ii) se as preocupações de concorrência são compensadas devido a eficiências resultantes da combinação” (tradução livre)[20]. Conceitualmente, embora a definição de “poder de compra” utilizada na literatura antitruste seja comumente equiparada à definição de “poder de monopsônio”, entendo que, na prática – sobretudo quando se está examinando mercados em que nenhum dos lados atua como tomador de preços – faça mais sentido falar em “poder de compra”, de forma ampla, como a capacidade de um comprador negociar condições mais favoráveis junto aos fornecedores, seja em condições de preço, seja em condições não relacionadas a preço[21]. Assim, ao fim e ao cabo, o que se deve examinar no controle de estruturas é se a fusão horizontal pode gerar um incremento significativo no poder de negociação do grupo comprador e se incremento afeta negativa ou positivamente as condições de mercado, seja em termos de obstar novas entradas, seja em termos de pressionar um aumento de preços ou uma diminuição da oferta. Por serem relativamente raros os casos de fusões horizontais de reforço do poder de compra das Requerentes, há poucas orientações sobre o tema na jurisprudência ou mesmo nos guias de análises de fusões horizontais.

No Brasil, como sabemos, o Guia H do CADE traz algumas balizas sobre o assunto, mas não estabelece um roteiro para apreciação das alegações sobre reforço do poder de compra[22]. O Guia de Fusões Horizontais da Comissão Europeia também é relativamente lacônico sobre esse ponto, mencionando apenas que “a fim de apreciar se de uma concentração podem resultar entraves significativos à concorrência efectiva através da criação ou reforço do poder dos compradores, é necessária uma análise das condições concorrenciais nos mercados a montante e uma avaliação dos possíveis efeitos positivos e negativos”[23]. Mesmo sendo poucos os casos em que o CADE enfrentou esse debate, não há como deixar de mencionar que o tema foi tratado em casos históricos do nosso direito concorrencial, como, por exemplo, no ato de concentração Sadia S.A./Perdigão e, posteriormente, no ato de concentração Fisher/Citrovita. Mais recentemente, a discussão sobre reforço do poder de compra também foi aprofundada no ato de concentração Suzano/Fibria, em que se investigou se a empresa fusionada teria reforçado o seu poder de compra junto a fornecedores de eucalipto para a produção de celulose. Na apreciação desses atos de concentração, o CADE empregou uma metodologia que, a meu ver, pode ser replicada no caso ora em exame.

Nos precedentes citados, o CADE desenvolve um roteiro bifásico para análise do reforço do poder de compra, que perpassa (i) verificar se as empresas requerentes de fato possuem poder de compra e (ii) verificar se as empresas de fato possuem incentivo para exercer esse poder de compra no cenário pós-Operação[24]. Trata-se de etapas sequenciais da análise, em que as duas condições (existência e incentivo) precisam estar presentes. Quanto à verificação da (i) existência do poder de compra, a avaliação considera fatores como (i.a) a representatividade das empresas nas aquisições dos insumos e, principalmente, (i.b) as condições de concorrência do mercado upstream a que estão submetidos os fornecedores. Já em relação ao (ii) incentivo para o exercício do poder de compra, o CADE deve considerar fatores como: (ii.a) a elasticidade da produção; (ii.b) o nível de integração entre fornecedores e compradores; (iii.c) a dependência do insumo; (iii.c) as condições das relações contratuais; entre outros[25]. No caso em tela, entendo que a SG/CADE examinou todos esses pontos, ainda que sem aplicar o roteiro bifásico da jurisprudência e considerando aquilo que chamou de mercado de comercialização de gás para consumidores cativos. A SG/CADE concluiu que o reforço do poder de compra das distribuidoras Comgás+Gaspetro existe, mas poderia ser encarado como um resultado pró-competitivo da Operação.

Isso porque, na visão da SG/CADE, “até o momento, a venda de gás às distribuidoras era praticamente realizada exclusivamente pela Petrobras” e, considerando o atual cenário regulatório em que se almeja a ampliação da concorrência no nível a montante da cadeia, “o reforço de concentração na compra pode ser entendido como compensatório”. Examinando a estrutura da oferta do mercado, pode-se concluir que a influência do agente dominante, exposta nos elos anteriores da cadeia do gás natural, ainda vem limitando o surgimento de fontes de atendimento diverso aos compradores, e a criação de um mercado nacional de gás natural. Segundo dados da ANP até outubro de 2021, cerca de 99,67% da produção nacional ainda estaria concentrada nas mãos da Petrobras: Fonte: Recurso da ANP (SEI 1042770, p. 18, § 173). Somando-se as vendas do gás natural naquilo que a ANP chama de elos upstream e midstream, ainda assim a Petrobras permanece como principal cliente do gás vendido pelos demais produtores, em função das limitações de acesso destes aos demais elos da cadeia (escoamento, processamento e transporte) que os possibilitem atingir outros clientes. Fonte: Recurso da ANP (SEI 1042770, p. 18, § 175). O que convém examinar nesta seção do voto é se essa posição quase monopolista da Petrobras, pelo lado da oferta, pode ou não ser contraposto pelo exercício de um poder de barganha por parte das Requerentes, pelo lado da demanda, no cenário pós-Operação.

A meu ver, o principal argumento das Terceiras Interessadas que poderia pesar a favor de uma preocupação concorrencial tem a ver com a representatividade que as distribuidoras do Grupo Gaspetro+Comgás teriam na aquisição de gás natural dos fornecedores do segmento upstream da cadeia (item i.a acima destacado). Sobre esse ponto, o Parecer da SG/CADE tomou como proxy para estimação do poder de mercado das Requerentes os valores de volumes totais de gás natural comercializados nacionalmente pelas distribuidoras locais. Valendo-se dos dados constantes da Tabela abaixo, a SG/CADE concluiu que, no cenário pré-fusão, as distribuidoras da Gaspetro seriam responsáveis por cerca de 40% (quarenta por cento) da compra do volume comercializado às distribuidoras nacionalmente, enquanto, no cenário pós-Operação, o Grupo Comgás passaria a ter influência sobre o conjunto das distribuidoras que adquirem 66% (sessenta e seis por cento) do volume nacional de gás.

Tabela 8 – Volume por Distribuidora e Grupo Econômico Grupo Econômico Distribuidora UF Volume Total Comercializado, jan/2020 – ago/2021 (mil m³) Participação (%) Gaspetro Algás AL 312.165 1,1% Bahiagás BA 2.128.097 7,5% Cebgas DF 0 0,0% Cegás CE 360.757 1,3% Ceg-Rio * RJ 3.130.103 11,1% Compagas PR 544.247 1,9% Copergás PE 1.757.349 6,2% GBD SP 414.120 1,5% Gaspisa PI 0 0,0% Goiasgás GO 0 0,0% MSgás MS 340.225 1,2% MTgás MT 0 0,0% PBgás PB 117.604 0,4% Potigás RN 127.700 0,5% Rongás RO 0 0,0% SCgás SC 1.221.762 4,3% Sergas SE 144.754 0,5% Sulgás RS 862.581 3,0% Compass Comgas SP 7.295.524 25,8% Naturgy Ceg RJ 2.645.843 9,3% Naturgy Gás Natural Fenosa SP 533.664 1,9% Outro Cigás AM 3.035.381 10,7% Outro Gasmig MG 1.856.733 6,6% Outro ESGás ES 1.496.239 5,3% Outro Mtgás MT 0 0,0% Outro Gasmar MA 0 0,0% Total Gaspetro (Inclui Ceg-Rio) 11.461.464 40% Total Compass 7.295.524 26% Total Outro Grupo Econômico (Inclui Naturgy) 9.567.860 34% TOTAL 28.324.848 100% * Ceg-Rio tem participação da Gaspetro e da Naturgy. Conservadoramente, o volume foi contabilizado para o grupo Gaspetro. Fonte: Parecer da SG/CADE. SEI 1031206, p. 43, § 399. Ainda que esses valores sejam uma proxy imperfeita, por não considerar a pressão competitiva presumidamente inexistente imposta por outros comercializadores na aquisição do insumo, a representatividade do volume de aquisições Gaspetro+Compass é de fato significativa.

Essa configuração de mercado poderia afastar eventuais novas entradas no elo upstream que teriam receio de realizar investimentos, dada a dependência para com um grupo econômico fortalecido nas aquisições. Nesse ponto, contudo, é importante esclarecer que a própria dinâmica da negociação de compra do insumo afasta preocupações decorrentes de uma eventual negociação coletiva. Como analisado pela SG/CADE, as compras de gás natural pelas distribuidoras em geral ocorrem a partir de processos de chamadas públicas individuais, em que, após a apresentação inicial de propostas, as distribuidoras partem para negociação e celebração dos contratos de maneira individualizada. Assim, parece não existir a possibilidade de as CDLs do Grupo Comgás se arregimentarem coletivamente para fazer uma contratação conjunta de fornecedor, já que, repisa-se, as propostas são individualizadas e sujeitas a prazos contratuais distintos. Ressalta-se que a atuação coordenada das distribuidoras também seria obstaculizada pelas próprias limitações societárias, legais, de governança e da própria participação minoritária indireta em diversas CDLs no cenário pós-Operação. De todo modo, dada a relevância do volume das aquisições Gaspetro+Compass no mercado tal qual delimitado neste voto, entendo que é útil aprofundar a análise da existência de poder de compra para avaliação (i.b) das condições de concorrência do mercado upstream a que estão submetidos os fornecedores.

Sobre esse ponto, é oportuno avaliar como a concorrência entre os fornecedores tem se desenvolvido após a promulgação Nova Lei do Gás. Aqui, é importante ter em vista que o histórico de atuação da Petrobras em uma estrutura verticalizada do setor define o cenário contrafactual pré-Operação. Sobretudo antes da Nova Lei do Gás, a estatal atuava praticamente como como monopolista na produção e exploração do gás natural internamente, enquanto, do lado da demanda, apenas 5 (cinco) empresas teriam algum poder de influenciar decisões sobre a aquisição de gás natural no atacado no Brasil, quais sejam : “(i) a Petrobras, por meio das participações da Gaspetro e da BR Distribuidora, com direito a indicar os diretores comerciais em 20 (vinte) distribuidoras; (ii) a Cosan, como acionista da Comgás; (iii) a Gas Natural Fenosa, como acionista da CEG, CEG Rio e da São Paulo Sul; (iv) a Cemig, como controladora da Gasmig; e (v) Furnas, como único consumidor livre com um contrato em vigor no sistema integrado brasileiro”. Para aferir como esse cenário está sendo afetado 1 (um) ano após a entrada em vigor da Nova Lei do Gás , teria sido oportuna a realização de instrução complementar por parte da SG/CADE ou do Tribunal. A partir de informações disponíveis em sites especializados, destaco todos os novos contratos de suprimento firmados no mercado atacadista a montante a partir da entrada em vigor da nova Lei do Gás.

Percebe-se que houve a entrada de pelo menos 10 (dez) novos fornecedores que celebraram contratos com 10 (dez) CDLs e com consumidores livres, resultando em compromisso de entrega de volume total de 10 milhões de m³/dia[26]: 3R Petroleum: A empresa, especializada em campos maduros, é a mais nova fornecedora do mercado brasileiro. A companhia assinou contrato com a Bahiagás, para venda do gás produzido nos polos Recôncavo e Rio Ventura, na Bahia. O contrato tem vigência até dezembro de 2023, podendo ser prorrogado em comum acordo, e prevê a venda inicial de 95 mil m³/dia. O volume aumenta gradualmente até 205 mil m³/dia em dezembro. Eneva: A companhia assinou acordo de fornecimento de gás natural liquefeito (GNL) para a unidade da Suzano, em Imperatriz (MA). Este é o primeiro contrato da produtora de gás com um consumidor industrial. Hoje, toda a produção da empresa é destinada a projetos próprios de termelétricas a gás. O contrato com a Suzano tem vigência de dez anos a partir do início do fornecimento comercial, previsto para 2024. A Eneva vai investir R$ 530 milhões na instalação de uma unidade de liquefação de gás no complexo do Parnaíba, com capacidade instalada de 300 mil m³/dia, voltada para a Suzano e novos potenciais clientes na região. Alvopetro: A petroleira norte-americana tem contrato com a Bahiagás desde 2020. A empresa opera campos terrestres na Bacia do Recôncavo e foi responsável pela construção da primeira unidade de processamento (UPGN) privada do Brasil.

A Alvopetro tem um contrato de longo prazo com a Bahiagás, válido por 15 anos, para a entrega de 150 mil m³/dia na modalidade firme inflexível e 350 mil m³/dia na modalidade interruptível. Compass: Tem contrato com a Comgás, do mesmo grupo (Cosan). O acordo, de dez anos, vale a partir de 2023, quando a companhia espera começar a operar o Terminal de Regaseificação de São Paulo (TRSP), no Porto de Santos. O volume contratado na modalidade firme é de 3,125 milhões de m³/dia. A Compass tem acordo para compra do GNL da francesa TotalEnergies. Equinor: A norueguesa, sócia da Petrobras no campo de Roncador, na Bacia de Campos, tem contrato com a Bahiagás para venda de 350 mil m³/dia no primeiro semestre e 300 mil m³/dia no segundo semestre de 2022. Galp: A petroleira portuguesa, sócia da Petrobras em importantes campos do pré-sal, como Tupi, tem contrato para fornecer 1,15 milhão de m³/dia à Bahiagás até o fim de 2023 e 1,06 milhão de m³/dia ao longo de 2024. A multinacional também tem um acordo com a Gasmig, na modalidade PUT (opção de venda) de 260 mil m³/dia até o fim de 2023; e um contrato para envio de 35 mil m³/dia até o fim de 2022 para a Potigás. New Fortress Energy: A companhia opera o terminal de GNL de Sergipe e está construindo mais duas plantas de regaseificação, no Pará e em Santa Catarina. A empresa tem contrato com a SCGás para venda de 150 mil m³/dia por cinco anos, a partir da entrada em operação do terminal de GNL de São Francisco do Sul (SC) em 2022.

A companhia também tem um acordo com a Copergás (PE), para entrega de 32 mil m³/dia em 2022 e 40 mil m³/dia entre 2023 e 2026. No mercado livre, a NFE tem contrato de 15 anos para fornecimento de 29,5 trilhões de BTU por ano (cerca de 2,2 milhões de m³/dia) à refinaria de alumina da Alunorte, da Hydro, no Pará. PetroReconcavo: A petroleira, especializada em campos maduros, tem contratos com três distribuidoras diferentes, sendo o principal deles com a Bahiagás. O acordo com a concessionária baiana prevê a entrega de 600 mil m³/dia no segundo semestre de 2022, mas com uma curva ascendente até chegar a 1,1 milhão de m³/dia entre 2024 e 2025 e 1 milhão de m³/dia em 2026. Com a Potigás, a empresa tem compromisso de 236 mil m³/dia até o fim de 2023; e, com a PBGás, para 80 mil m³/dia em 2022 e 100 mil m³/dia em 2023. Shell: A multinacional é a grande protagonista da abertura do mercado brasileiro de gás natural, com contratos tanto no mercado cativo quanto no livre. Segunda maior produtora de gás do Brasil, a empresa tem acordos com a Bahiagás e Copergás. Com a distribuidora baiana, assumiu o compromisso de vender 840 mil m³/dia em 2022 e 100 mil m³/dia em 2023 e 2024, entre acordos firmes e flexíveis. Para a pernambucana, venderá 740 mil m³/dia em 2022 e 1 milhão de m³/dia em 2023. No mercado livre, fechou contrato com a Unigel, para comercialização de gás para as fábricas de fertilizantes da Bahia e Sergipe.

Juntos, Unigel, Copergás e Bahiagás demandarão entre 3 milhões e 4 milhões de m³/dia do gás extraído pela companhia no pré-sal, a partir de 2022. Origem Energia: A operadora de campos maduros tem contratos para fornecimento de gás à Bahiagás e Algás, na modalidade firme inflexível. A empresa tem compromisso de 640 mil m³/dia com a concessionária alagoana; e de 120 mil m³/dia com a Bahiagás a partir do segundo semestre deste ano. O volume com a distribuidora baiana será gradualmente ampliado, até chegar a 1,5 milhão de m³/dia entre 2024 e 2026. A Origem também tem mais um segundo contrato com a Bahiagás, assinado em 2021 por meio de sua controlada Eagle E&P, com validade de seis anos e compromisso de entrega de 150 mil m³/dia, produzidos no Polo Tucano Sul. Examinando apenas os novos contratos firmados com as 10 (dez) distribuidoras, chega-se a um volume total de 5,5 milhões de m³/dia em 2022, que equivale a 13% do consumo nacional das CDLs. Isso sugere uma diminuição da Petrobrás como fornecedora principal das CDLs e dos consumidores livres. Essas informações sugerem, a uma primeira vista, que o mercado de fornecimento no atacado estaria assistindo a novas entradas, e que esse movimento estaria sendo acompanhado por uma tendência de diversificação do portfólio das distribuidoras locais. Essas novas entradas, a princípio, poderiam ser vistas como sinalizadoras de uma expansão do mercado decorrente da abertura da comercialização.

Todavia, apesar de esse movimento parecer positivo, seria importante investigar em que medidas as novas contratações do último ano de fato resultaram em aumento dos níveis de oferta. É possível que grandes produtoras como a Shell que, no regime anterior, vendiam seu suprimento via Petrobras Comercializadora, tenham simplesmente passado a vender diretamente a molécula de gás natural produzida para as CDLs e consumidores livres. Também não sabemos como tem se dado a formação de preços nesses novos contratos em comparação com os preços médios do regime anterior. Mesmo que pudéssemos concluir pela existência de poder de compra, entendo, porém, que não haveria incentivo para a Requerente exercer tal poder de compra em relação aos players da franja no cenário pós-fusão. Ainda que a posição da Petrobras hoje possa ser contestada pela comercialização direta de outros produtores, a incumbente ainda tem como importante vantagem competitiva a contratação a longo prazo de capacidade de transporte. Isso coloca a estatal em uma posição privilegiada para oferecer contrações firmes, diminuindo o risco assumindo pela distribuidora ou pelos consumidores livres. Destaca-se que, ainda no presente ano, a Petrobras envolveu-se em disputas com diversas CDLs que questionaram administrativamente e judicialmente[27] reajustes nos contratos de fornecimento. Para solucionar muitas dessas disputas, a estatal renegociou descontos atrelados a extensões de prazos dos contratos de fornecimento.

Segundo informações prestadas pelas Requerentes ao meu gabinete, estima-se que o volume total contratado nessa nova modalidade (i.e., sujeito à extensão de prazo) corresponde a aproximadamente 13,5 milhões de m3 por dia, em todas as distribuidoras (i.e., que estejam ou não envolvidas em disputas judiciais). Esse volume corresponderia hoje a 1/3 (um terço) do valor comercializado às distribuidoras. Aliás, de modo geral, no cenário atual, os contratos de fornecimento de gás entre o produtor/transportador (e.g., Petrobras) e as distribuidoras são frequentemente de longo prazo e possuem multas elevadas, o que está relacionado, como dito, à necessidade de vincular as partes de modo firme, criando estruturas contratuais que garantam o compromisso de compra e venda de ambas as partes. Diante desse cenário, dificilmente seria mais lucrativo para as Requerentes obstar novas entradas via exercício de poder de compra vis a vis estabelecer relações de longo prazo com a Petrobras. Desse modo, em relação à estatal incumbente, o eventual reforço do poder de barganha tende a assumir caráter compensatório. Por todos esses motivos, ainda que se conclua pela existência do poder de mercado, parece-me pouco provável que, no cenário pós-Operação, o Grupo Comgás tenha o incentivo de exercê-lo para diminuir as oportunidades de entrada ou para conter o crescimento da oferta no fornecimento atacadista de gás natural.

Por outro lado, o exercício do poder de compra em relação à incumbente tende a ser pró-competitivo. 2.2.2. Aspectos verticais nos mercados de fornecimento atacadista de gás natural a jusante e revenda varejista de gás natural a consumidores cativos: riscos derivados do self-dealing Por fim, passo às alegações recursais que dizem respeito à chamada prática do “self-dealing”. Aqui, mais uma vez, observo que a utilização dessa nomenclatura parece ter causado muitas confusões e ambiguidades na análise do Ato de Concentração. Ao longo do processo, tanto as Terceiras Interessadas quanto a própria SG/CADE em seu Parecer utilizaram a expressão “self-dealing” de forma ambivalente – ora para se referir à contratação entre produtoras e comercializadoras pertencentes a um mesmo grupo econômico (qual ocorre com o Grupo Petrobrás no cenário pré-Operação), ora para se referir à contratação entre empresas comercializadoras e distribuidoras pertentes a um mesmo grupo econômico (qual poderia ocorrer entre a Compass Comercializadora e as CDLs do grupo no cenário pós-Operação). Para afastar as ambiguidades, deve-se deixar claro que o que estamos examinando nesta seção do voto como “self-dealing” é o possível reforço de integração vertical derivado da atuação simultânea das Requerentes (i) no mercado atacadista de fornecimento de gás a jusante (onde atua a Compass Comercializadora, ainda que em fase pré-operacional) e (ii) no mercado varejista de revenda de gás natural a consumidores cativos.

Compreendo que é em relação a essa relação vertical que se referem os argumentos do Recurso da ANP. Isso porque a Agência Reguladora ora Recorrente afirma que “dado o controle da Comgás pela Compass, a assinatura do contrato de compra e venda com a Compass pode configurar, em tese, em prática de self-dealing” (SEI 1042770, p. 33, § 303). É a partir dessa ótica vertical que irei examinar a questão do self-dealing. Nesse ponto, considero bastante legítima a preocupação da Agência Reguladora. Ainda que os problemas decorrentes da autocontratação sejam visualizados também no cenário pré-Operação no âmbito da atuação verticalizada do Sistema Petrobrás, de fato, o desenvoloimento de um ambiente de comercialização competitivo a nível nacional depende de condições de transparência que diminuam as assimetrias de informação na formação dos contratos. Por isso, permito-me aqui aprofundar a análise do Recurso da ANP, tentando, mais uma vez, fazer esse exercício de adentrar a preocupação setorial a partir de uma lente antitruste. Inicialmente, porém, entendo necessário fazer algumas considerações adicionais sobre o funcionamento do mercado atacadista de fornecimento de gás natural a jusante e sobre o estágio atual de desenvolvimento da figura dos consumidores livres. 2.2.2.1.

Considerações sobre o mercado atacadista de fornecimento e a figura dos consumidores livres Examinando a estrutura da oferta do mercado atacadista de fornecimento de gás natural a jusante, seria possível concluir que a Petrobras, em função da aquisição junto aos demais produtores - associada à sua produção e importação de gás natural - ainda é o agente dominante nas vendas do gás processado. Fonte: Recurso da ANP (SEI 1042770, p. 18, § 177). A própria ANP considerou que, até outubro de 2021, a Compass ainda não possuía participação na comercialização de gás, embora seja autorizada pela ANP desde 2015 como agente vendedor, e tenha assinado contrato de compra e venda de gás natural. Conforme mencionei, a Compass buscou defender, ao longo do processo, que não atua, no cenário pré-Operação, na comercialização. Todavia, a empresa possui contratos celebrados para futuro suprimento de consumidores livres como a Rhodia e a Yara. Assim, é razoável presumir que a Requerente é um competidor atual, ou pelo menos potencial, nesse mercado. Embora o que estamos definindo como mercado atacadista envolva a atuação de todos os comercializadores tanto do lado da oferta quanto da demanda, diante da preocupação das Terceiras Interessadas com possíveis restrições ao suprimento de consumidores livres, também faremos aqui o exercício de tentar examinar apenas o que seria esse mercado, por assim dizer, mais restrito.

Nesse sentido, ao examinar aquilo que intitulou de “mercado de comercialização do gás natural para consumidores livres”, a SG/CADE assumiu como premissa que as CDLs com maior volume distribuído estariam mais bem posicionadas para a disputa por novos consumidores no mercado livre. Ou seja, a SG/CADE tomou inicialmente como proxy para estimar o poder de mercado das Requerentes o volume comercializado pelas distribuidoras a nível nacional. Conforme discutido na sessão anterior, a partir desses dados, chega-se a um market share conjunto das Requerentes de 66% (sessenta e seis por cento). Adicionalmente, a SG/CADE apreciou cenários de mercados sub-regionais. Nesse exercício, chegou à conclusão de que, para um submercado composto pelas regiões Sul/Sudeste/Centro Oeste, as Requerentes passariam a deter participação conjunta de 68% (sessenta e oito por cento) do mercado, conforme a seguinte estrutura de oferta:

Tabela 11 – Participação de mercado do Grupo Econômico no submercado S-SE-CO antes e após a Operação GRUPO ECONOMICO Distribuidora Volume jan/2020 - ago/2021 (mil m³) % SHARE ANTES OPERAÇÃO SHARE APÓS OPERAÇÃO Compass Comgas 7.295.524 36% 36% 68% Gaspetro Cebgas 0 0% 32% Gaspetro Goiasgás 0 0% Gaspetro Sergas 144.754 1% Gaspetro MSgás 340.225 2% Gaspetro GBD 414.120 2% Gaspetro Compagas 544.247 3% Gaspetro Sulgás 862.581 4% Gaspetro SCgás 1.221.762 6% Gaspetro Ceg-Rio 3.130.103 15% Naturgy Gás Natural Fenosa 533.664 3% 16% 16% Naturgy Ceg 2.645.843 13% Outros Mtgás 0 0% 0% 0% Outros ESGás 1.496.239 7% 7% 7% Outros Gasmig 1.856.733 9% 9% 9% TOTAL 20.485.795 100% 100% 100% Fonte: CMGN (SEI 0983741, pp. 35 e 36, § 122). Elaboração própria. Após aprofundar a análise de probabilidade de exercício de poder de mercado unilateral, porém, a conclusão da SG/CADE não me pareceu contundente. Destaca-se, nesse ponto, a redação do Parecer: No mercado de comercialização de gás natural para mercado livre, conclui-se que operação representa uma concentração significativa de agentes distribuidores em um único grupo econômico. Tal situação reduz as possibilidades de disputa pelos consumidores livres por outros comercializadores, o que poderia pôr em risco o próprio desenvolvimento do mercado livre. Cabe destacar que a Ceg-Rio é um ponto de contato de dois grupos econômicos distintos, Gaspetro e Naturgy.

Esta SG vê esse ponto de contato de forma bastante atenta, porém, por hora, no âmbito da análise do Ato de Concentração em tela, entende-se que o fato da Naturgy ser controladora dessa CDL indicaria que, no cenário pós-Operação, Naturgy e Gaspetro atuariam como rivais. A Naturgy arregimentando o seu grupo de CDLs de um lado (Gás Natural Fenosa, Ceg e Ceg-Rio) e rivalizando com o Grupo Compass (Comgás, GBD, MSgás, Compagas, SCgás e Sulgás). Qualquer situação em contrário deveria ser analisada sob o prisma de conduta anticompetitiva. (Parecer da SG/CADE. SEI 1031206, p. 54, § 510) Ao meu ver, para considerarmos adequadamente os riscos concorrenciais no mercado de consumidores livres, é fundamental compreender como funciona a comercialização com esses usuários, bem como todos os obstáculos que, a rigor, colocam em dúvida a própria utilidade de definirmos tal mercado relevante, seja num âmbito nacional, seja num âmbito regional. A figura do consumidor livre de gás foi criada inicialmente pela Lei nº 11.909, de 4 de março de 2009, que o definiu como o usuário que teria a opção de adquirir o gás natural de qualquer produtor, importador ou comercializador. Na nova Lei do Gás, manteve-se a figura do consumidor livre como “consumidor de gás natural que, nos termos da legislação estadual, tem a opção de adquirir o gás natural de qualquer agente que realiza a atividade de comercialização de gás natural” (art. 3º, inciso XV, da Lei nº 14.134, de 2021).

O modelo de competição do mercado livre que foi estimulado pelo programa Novo Mercado do Gás e pela Lei nº 14.134, de 2021 quis idealizar um cenário em que qualquer usuário final poderia adquirir de quaisquer comercializadores o suprimento de gás natural, independentemente da contratação do serviço de distribuição dutoviária nas áreas de concessão. Nesse paradigma de mercado livre, portanto, os usuários finais estabeleceriam dois contratos: (i) um contrato com o comercializador de qualquer área do país, chamado de Contrato de Compra e Venda de Gás e (ii) um contrato com a concessionária, chamado de Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD), no qual o usuário remunera a concessionária local mediante pagamento da Tarifa do Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Essa visão do mercado, a propósito, é uma decorrência da abordagem regulatória de separação entre os fluxos físicos e os fluxos comerciais que o novo marco regulatório visa a fomentar. Destaca-se que, ainda em 2018, quando da elaboração do documento intitulado “A Promoção da Concorrência na Indústria de Gás Natural” da ANP, observou-se a possibilidade de os consumidores livres adquirirem o fornecimento de gás natural de outras fontes que não as próprias CDLs. Assim, se fôssemos imaginar um cenário de mercado relevante baseado exclusivamente na regulamentação federal, só poderia fazer sentido definir um mercado nacional de comercialização de gás natural para consumidores livres.

Esse mercado envolveria, portanto, pelo lado da oferta, todos os comercializadores nacionais definidos nos termos do art. 30 da Lei nº 14.134, de 2021, e, pelo lado da demanda, todos os usuários livres nacionais, nos termos do art. 3º, inciso XV, da Lei nº 14.134, de 2021. Ocorre que, diante do arranjo federativo trazido pela Constituição Federal de 1988, insere-se na competência dos Estados definir a própria existência e as condições de contratação dos consumidores livres[28]. São as leis estaduais que definem, afinal, (i) se é lícita a aquisição de molécula de gás fora do regime de exclusividade da contratação com a concessionária e (ii) quais são as condições para que um comercializador possa fornecer gás a um usuário final instalado no Estado[29]. As Agências Reguladoras Estaduais, por sua vez, assumem o papel de fixar os requisitos e verificar quais comercializadores são de fato capazes, legal e financeiramente, de fornecer para os usuários instalados nas áreas de influência das CDLs. Esse arranjo federativo em que União e Estados atuam na legislação das atividades de comercialização e distribuição de gás natural é hoje altamente confuso, sobretudo por conta da diversidade e heterogeneidade das regras estaduais. Como destacado em recente publicação de co-autoria da Diretora da Agência Nacional do Petróleo, Symone Araújo e do ex-conselheiro do CADE, Cesar Mattos, é notório que:

Among the states that have regular supply of natural gas, there is also a diversity of regulation and framework stages. In some, there is no regulatory agency for regulation of the sector. So it is under the responsibility of the granting authority itself. In others, there are established regulatory agencies with a greater or lesser degree of independence and maturity, as well as in the level of transparency. The regulation of the free consumer is also at the state level, under the New Gas Law (and the previous Law), thus varying from state to state”[30]. Na mesma linha, o Tribunal de Contas da União (TCU) observou em recente Relatório de Acompanhamento da indústria, após a edição da Lei nº 14.134, de 2021, que o arranjo federativo de competências no setor de gás natural suscita “um conflito de interesse central na discussão sobre a abertura do mercado [que coloca em disputa]: o desenvolvimento de um mercado livre de gás natural versus o monopólio estadual das Companhias Distribuidoras Locais (CDLs)”[31]. Assim, para que exista um mercado de comercialização para consumidores livres é necessário haver uma harmonização das regulações estaduais. Atualmente, o mercado livre de gás encontra-se regulamentado apenas nos estados do Amazonas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Minas Gerais, Rio de Janeiro, São Paulo Santa Catarina, Rio Grande do Sul e Ceará. As condições de acesso à venda a consumidores livres nesses estados, porém, varia significativamente.

O Estudo “Análise ABRACE – Gás Natural” de 29 de setembro de 2021 juntado aos autos pela referida Terceira Interessada mostra como é fragmentada a regulação estadual nesse ponto (SEI 0964195). Faço essas considerações apenas para deixar claro que, diante do atual estágio de incipiência do mercado livre e da falta de harmonização estadual, qualquer exercício prospectivo sobre a concorrência nesse mercado torna-se ainda mais incerto. Além disso, mesmo após a Operação, tenho dúvidas sobre as efetivas condições de o grupo Compass rivalizar de forma efetiva com a Petobras na comercialização de atacado para consumidores livres. Isso porque, embora a Nova Lei do Gás tenha trazido um bom assoalho regulatório para o desenvolvimento da comercialização desatrelada dos fluxos físicos, mesmo do ponto de vista da comercialização, o acesso à capacidade de transporte por parte do carregador torna-se um importante gargalo da concorrência entre comercializadores. No TCC firmado com o CADE, a Petrobras se comprometeu, dentre diversas outras ações, a alienar suas participações societárias nas Transportadoras NTS, TAG e TBG, e parte dessas alienações inclusive já ocorreram. Todavia, mesmo com esses desinvestimentos, a forma de contratação da capacidade de transporte historicamente utilizada pela Petrobras, baseada em contratos que lhe conferiam elevado grau de flexibilidade, ainda impõe elevadas barreiras à contratação de capacidade por terceiros.

A Tabela 8 constante da manifestação da ANP mostra o prazo de vigência dos contratos de transporte contratados pela Petrobras com as respectivas transportadoras. Examinando-se essas informações, é possível depreender que parte bastante significativa da capacidade da rede dutoviária de transporte encontra-se contratada com inflexibilidade pela Petrobras nos próximos 10 (dez) anos. Tabela 8 - Capacidades Contratadas e Vencimento dos Contratos Legados Fonte: ANP. SEI 1829710, p. 16, § 157. Diante desse cenário, entendo que um passo fundamental para a ampliação do mercado de comercialização, em sentido amplo, é o fortalecimento da regulação de contratação de transporte, com o acesso a terceiros, que possibilite a migração para o modelo de entrada e saída que foi idealizado no Modelo Conceitual da ANP. Assim, entendo como importante premissa para avalição prospectiva do mercado compreender que qualquer novo entrante terá uma grande dificuldade de competir face a face com a Petrobras na comercialização para consumidores livres, devido a esse engessamento da capacidade de transporte contratada. Feitas essas observações, passo ao aprofundamento da análise a partir de teorias do dano de fusões verticais. 2.2.2.2. Aprofundamento das teorias do dano Na visão da ANP, as preocupações decorrentes do self-dealing seriam de duas naturezas.

Em primeiro lugar, haveria a possibilidade de o grupo Comgás obter informações concorrenciais relevantes das distribuidoras, o que lhe permitiria atuar estrategicamente. Em segundo lugar, a ANP acredita que a Operação poderia gerar a “criação de obstáculos ao surgimento de preços de referência (benchmarks) no mercado brasileiro de gás natural”. Em relação a esse segundo ponto, portanto, a ANP entende que, no cenário pós-Operação, pode haver obscuridades nas fórmulas de custos e de remuneração dos componentes do fornecimento do serviço de gás natural (preço da molécula, alocação de risco energético e custos de contratação de capacidade de transporte) que prejudicam a formação de preços de referência no mercado nacional. Sabemos que, pelo fato de fusões verticais não gerarem efeitos per se anticompetitivos, as preocupações com esse tipo de fusão são tradicionalmente tratadas como mais brandas do que aquelas subjacentes a fusões horizontais. Principalmente a partir da difusão da Teoria do Lucro do Monopolista Único (Single Monopoly Profit Theory)[32] com a Escola de Chicago, a ortodoxia do pensamento antitruste passou a presumir que restrições verticais são tendentes à promoção de eficiências[33]. De alguma maneira, essa tem sido a visão dominante, inclusive no direito concorrencial brasileiro, até aqui.

Nos últimos anos, porém, com o avanço da incorporação de elementos da Teoria dos Jogos e da Nova Organização Industrial por parte de economistas e advogados ligados ao movimento Pós-Chicago nos Estados Unidos, essa presunção pró-competitiva de fusões verticais na agenda antitruste passou a ser colocada em dúvida[34]. No direito norte-americano, as discussões sobre o tema se intensificaram com a recente edição do Vertical Mergers Guidelines de 2020, que buscou superar a rigidez do guia anterior de 1984 e incorporar elementos mais modernos da teoria econômica. Na prática judicial, porém, ainda são bastante raros os casos em que o governo conseguiu desafiar fusões verticais perante os Tribunais, e a derrota do DoJ no recente caso AT&T/Time Warner, nesse sentido, foi tida como um mal presságio[35]. De todo modo, tradicionalmente, as preocupações relacionadas às fusões verticais dizem respeito aos riscos de fechamento de mercado (foreclosure) a partir de teorias do dano de aumento de custos dos rivais (raising rival’s costs). Essa perspectiva de fechamento de mercado pode se verificar tanto a jusante, na forma de recusa ou obstaculização ao acesso de insumos (input foreclosure), quanto a montante, com o fechamento o mercado a novos fornecedores (customer foreclosure). Esses possíveis efeitos negativos de fusões verticais são amplamente discutidos na literatura e na jurisprudência das autoridades antitruste, inclusive do próprio CADE.

Entretanto, existem outras teorias do dano de fusões verticais mais modernas que, embora menos conhecidas, não são menos importantes. Duas delas são bastante oportunas para análise de setores regulados e, a meu ver, servem de importante norte para análise das preocupações concorrenciais no caso concreto. A primeira teoria diz respeito ao risco de uma fusão vertical aumentar o acesso a informações concorrencialmente sensíveis. Essa teoria do dano, aliás, foi placitada no item 4.b do recente Vertical Mergers Guidelines de 2020 do DoJ/FTC. Nesse sentido, o guia afirma que “numa fusão vertical, a operação pode dar à empresa combinada acesso e controle de informações comerciais sensíveis sobre os seus rivais a montante ou a jusante que não estavam disponíveis antes da fusão” (tradução livre)[36]. Nesse cenário, “os rivais podem ver menos valor competitivo na tomada de decisões pro-competitivas” (tradução livre)[37]. A segunda teoria do dano de fusão vertical aplicável ao presente caso é mais sofisticada, e tem relação direta com a alegação recursal da ANP. Trata-se da teoria do dano de evasão da regulação (evasion of regulation). Sobre ela, o Professor de Direito da Concorrência da Georgetown University, Steven C. Salop – considerado o “pai” da Teoria de Aumento de Custos de Rivais (RRC) – explica que: “[U]ma fusão vertical pode facilitar a evasão da regulação de preços ou a manipulação de contratos privados de longo prazo com reajustes escalonados.

As preocupações concorrenciais são sobretudo reforçadas quando a empresa afiliada a jusante está sujeita a uma regulação de preço máximo que permite aumentos de preços decorrentes de aumentos de custos, e quando a empresa afiliada a montante for capaz de aumentar o preço dos insumos de uma empresa afiliada a jusante de maneiras que o regulador não consegue detectar facilmente ou rapidamente, de modo que o regulador não consegue prevenir preços mais altos a jusante” (tradução livre)[38]. Seguindo um roteiro típico de análise de fusões verticais, para cada uma dessas duas teorias do dano, considero necessário examinar (i) a capacidade; (ii) o incentivo e (iii) os esperados efeitos negativos e eficiências decorrentes do reforço das integrações verticais. Ao examinar a capacidade de fechamento de mercado a montante, uma primeira barreira que poderia ser suscitada pelas Requerentes se refere ao fato de que atualmente a Compass não atua de forma operacional na comercialização. Ou seja, a empresa deteria 0% (zero por cento) de market share. De fato, as autoridades antitruste em geral costumam tomar safe harbours baseados em market shares ou em medições de concentração - como o índice HHI - como critérios obstativos no prosseguimento de análises de restrições verticais[39].

Todavia, no caso em tela, entendo prudente afastar o uso de safe harbours estruturais, já que estamos tratando de mercado baseadas em contratações de médio ou longo prazo, em que dados de market share tendem a ser pouco informativos. A isso se soma o fato, já elucidado neste voto, de que a Compass detém contratos de fornecimento de gás natural com início de vigência para 2023. Como afirmado no início deste voto, para mim é incontroversa a atuação da empresa na comercialização. a) Acesso a informações concorrencialmente sensíveis das CDLs como mecanismo de alavancagem da comercialização Em relação à possibilidade de acesso a informações concorrenciais sensíveis, entendo que este é, sem dúvida, o risco mais perverso e sensível desta Operação. Não por outro motivo, a SG/CADE concluiu então que “o grupo econômico da Compass teria incentivos para, valendo-se das informações eventualmente obtidas a partir de sua influência nas distribuidoras, selecionar os consumidores com maior e melhor potencial para comprar gás natural no mercado livre. Nesse sentido, entendeu-se que a concentração poderia restringir as opções de agentes na busca por fornecedores alternativos” (SEI 1031206, p. 51, § 482). Hipoteticamente, o Grupo Cosan passaria a ter acesso a dados relevantes sobre a demanda dos consumidores cativos em parte considerável do país, especialmente nas regiões sul e sudeste.

A obtenção dessas informações poderia ser utilizada pelo Grupo para a tomada de decisões estratégicas sobre como se posicionar nas suas atividades de comercialização, criando um ambiente propício à prática de cherry picking (ou cream skimming). Quando riscos desse gênero são suscitados no âmbito de fusões verticais, é comum que o CADE imponha ou negocie com as Requerentes compromissos de separação estrutural entre as empresas afiliadas ao mesmo grupo. Seriam fartos os exemplos na jurisprudência nesse sentido. Destaco que esse compromisso constou do ACC celebrado no caso AT&T/TimeWarner (Ato de Concentração nº 08700.001390/2017-144), pelo qual as empresas ficaram obrigadas a manter a Sky Brasil e as Programadoras de Canais TW como pessoas jurídicas separadas e com estruturas de administração e governança próprias, não sendo permitida a troca de informações concorrencialmente sensíveis ou que pudessem implicar discriminação entre agentes que não façam parte do grupo econômico[40]. No caso concreto, é claro que a capacidade de as Requerentes obterem informações sensíveis das CDLs pode ser eventualmente ser mitigada por todas as vedações de governança que regem as relações societárias nas distribuidoras locais. Em um primeiro plano, a Compass deve observância às regras de governança da própria Gaspetro e ao acordo de acionistas com a Mitsui. Em um segundo plano, as relações societárias entre a Gaspetro e os demais acionistas.

Examinando-se os arranjos societários vigentes nas 6 (seis) CDLs que restarão após o desinvestimento, verifica-se que a Gaspetro só terá efetivamente o controle acionário em apenas 2 (duas) delas. Abaixo, sintetizo o regramento aplicável às relações societárias em cada uma das CDLs integrantes do Ato de Concentração, considerando os cenários anteriores e posteriores ao desinvestimento das 12 (doze) distribuidoras locais. Ademais, como discutido na primeira seção desse voto, o art. 30 da própria Nova Lei do Gás e os arts. 18 e 19 de seu Decreto regulador (Decreto nº 10.712/2021) já trouxeram salvaguardas às participações societárias cruzadas no setor. Reforço, mais uma vez, a redação dos dispositivos supracitados: Lei nº 14.134, de 2021 Art. 30. É vedado aos responsáveis pela escolha de membros do conselho de administração ou da diretoria ou de representante legal de empresas ou consórcio de empresas que atuem ou exerçam funções nas atividades de exploração, desenvolvimento, produção, importação, carregamento e comercialização de gás natural ter acesso a informações concorrencialmente sensíveis ou exercer o poder para designar ou o direito a voto para eleger membros da diretoria comercial, de suprimento ou representante legal de distribuidora de gás canalizado. § 1º O prazo para adequação aos requisitos estabelecidos no caput deste artigo será de 3 (três) anos, contado da publicação desta Lei.

§ 2º O não atendimento ao disposto no § 1º deste artigo sujeitará o infrator às penalidades previstas na legislação. Decreto nº 10.712, de 2021 Art. 18 É permitida a relação societária entre empresas que exerçam atividade concorrencial e distribuidoras de gás canalizado, desde que observado o disposto no art. 30 da Lei nº 14.134, de 2021. Art. 19. Considera-se responsável pela escolha de membros do conselho de administração ou da diretoria ou de representante legal das empresas ou consórcio de empresas que atuam ou exerçam funções nas atividades concorrenciais de que tratam o § 2º do art. 5º e o caput do art. 30 da Lei nº 14.134, de 2021, a pessoa física ou jurídica que: I - detenha o controle direto ou indireto das sociedades empresárias de que trata o caput; II - seja titular de participação societária que lhe assegure influência significativa nas sociedades empresárias de que trata o caput; III - seja administrador das sociedades empresárias de que trata o caput; ou IV - possua poder para tal escolha com base no estatuto ou contrato social das sociedades empresárias de que trata o caput, em acordos de acionistas ou por força de ação de classe especial. Tanto por já haver essas salvaguardas na legislação, a ANP, em seu Recurso, aduziu que “no caso em tela, por se tratar de um setor regulado, entende-se que a adoção de remédios comportamentais seria, na maioria das opções disponíveis, redundante face à competência regulatória da ANP” (SEI 1042770, p. 37. § 342).

b) Evasão da regulação e criação de obstáculos ao surgimento de preços de referência (benchmarks) no mercado brasileiro de gás natural No que se refere à segunda teoria do dano - de que a Operação poderia gerar evasão da regulação - entendo que aqui, de fato, a regulação setorial já tem o condão de evitar que os preços de referência e os benchmarks sejam obscurecidos pelo self-dealing. Isso porque os arts. 10 e seguintes da Resolução ANP nº 52/2011, com as alterações realizadas pela Resolução ANP nº 794/2019, já estabelecem regras de transparência nas contratações, inclusive com o registro prévio dos contratos na ANP e publicidade ampla no próprio site da agência. Ressalta-se que, especificamente, o art. 10 requer que os vendedores estabeleçam discriminadamente os elementos formam os preços dos contratos, em especial a discriminação da parcela do preço referente à molécula e da parcela do preço referente ao transporte. Transcrevo abaixo os dispositivos regulamentares pertinentes: Art. 10. Os agentes vendedores autorizados deverão celebrar contratos de compra e venda de gás natural, registrados na ANP, explicitando: I - Modalidade de prestação do serviço; II - Termos e condições gerais de prestação do serviço; III - Volumes; IV - Preço: a) Parcela do preço referente à molécula; b) Parcela do preço referente ao transporte, caso aplicável; V - Critérios de reajuste das parcelas de preço; VI - Ponto de transferência de propriedade;

VII - Cláusula de solução de controvérsias, podendo, inclusive, prever a convenção de arbitragem; VIII - Prazo de vigência. Parágrafo único. As eventuais alterações, positivas ou negativas, no custo de transporte, ocorridas após a publicação desta Resolução, deverão ser refletidas nos contratos registrados através de aditivo, por meio da alteração da parcela do preço referente ao transporte de que trata a alínea (b) do inciso IV deste artigo. Art. 10-A. Fica vedada a utilização de cláusula de restrição de destino nos contratos de compra e venda de gás natural, podendo o adquirente comercializar o produto para qualquer interessado, respeitada a regulamentação vigente. (Artigo acrescentado pela Resolução ANP Nº 794 DE 05/07/2019). Art. 11. Os agentes vendedores enviarão seus contratos de compra e venda de gás natural para registro na ANP, em até 30 (trinta) dias após a sua assinatura, bem como, em igual prazo, quaisquer alterações contratuais. § 1º Os contratos e suas alterações de que trata o caput devem ser acompanhados dos seguintes documentos e informações: I - informação da origem ou a caracterização das reservas que suportarão o fornecimento dos volumes de gás natural contratados;

e II - cópia autenticada dos contratos de compra e venda de gás natural celebrados com o fornecedor no país de origem, em caso de comercialização de gás importado, ou dos documentos denominados Master Sale and Purchase Agreement - MSA, em caso de importação de gás natural liquefeito - GNL no mercado de curto prazo, denominado spot. § 2º Deve o agente autorizado pelo MME a importar gás natural enviar os contratos referidos no inciso II deste artigo ou comprovar que os mesmos foram enviados à ANP nos termos da regulamentação vigente. § 3º O agente vendedor deve informar à ANP os contratos que forem rescindidos ou não entrarem em vigor em decorrência de condições suspensivas não cumpridas. § 4º Os contratos adequados às exigências desta Resolução receberão um número de registro, o qual ficará disponível juntamente com as informações sobre as partes, local e data da assinatura, e prazo de vigência no sítio na Internet da ANP. § 5º A caracterização das reservas não é aplicável a contratos com duração total inferior a 1 (um) ano. § 6º A ANP dará publicidade integral aos contratos de compra e venda de gás natural firmados com as distribuidoras locais de gás canalizado para atendimento a mercados cativos, bem como das suas principais condições comerciais, de forma a facilitar o acesso dos consumidores a tais informações. (Parágrafo acrescentado pela Resolução ANP Nº 794 DE 05/07/2019).

Apenas para afastar eventuais preocupações sobre a suficiência dessas medidas de regulação setorial, busquei realizar uma pesquisa sobre eventuais casos de jurisdições antitruste estrangeiras envolvendo fusões verticais na indústria de gás natural. A partir da pesquisa realizada, identifiquei precedente relevante da FTC, em que a autoridade avaliou operação no setor de gás natural em contexto similar ao presente no Ato de Concentração. A operação era concernente à venda de 50% da Gulf South Pipeline, transportadora de gás natural, à Entergy-Koch (sociedade limitada detida igualmente pelas empresas Entergy e Koch). A Entergy atuava na geração, transmissão e distribuição de gás natural. A Koch, por sua vez, operava na comercialização e transporte de gás natural. A Koch conduzia seus negócios por meio da Koch Energy Trading, comercializadora de gás natural, e da Gulf South Pipeline, operadora do gasoduto Gulf South. Em 26 de maio de 2000, a Entergy e a Koch firmaram uma joint venture para formar a Entergy-Koch. Sob os termos desse acordo, a Entergy-Koch adquiriria (i) as subsidiárias da Entergy que comercializavam gás natural nos Estados Unidos, (ii) a Koch Energy Trading, também comercializadora de gás natural, e a (iii) Gulf South, transportadora de gás natural. Como resultado da transação, a Entergy seria proprietária de metade da Gulf South e da Koch Energy Trading.

Sob as regras estabelecidas pelo regulador local, a Entergy poderia ser autorizada a repassar 100% dos custos de transporte de gás natural para os consumidores. Ou seja, após a aquisição da Gulf South Pipeline, a Entergy poderia se beneficiar estabelecendo um preço inflacionado pelo fornecimento de gás, e poderia passar estes custos aumentados para os consumidores. Sob esta nova estruturação (pós-operação), os reguladores poderiam ter maior dificuldade em identificar uma compra inflacionada de transporte de gás natural pela Entergy. Como solução a tais preocupações concorrenciais, a FTC firmou um consent agreement com a Entergy-Koch, estabelecendo remédios comportamentais que previam que a Entergy implementasse um processo competitivo e transparente para a compra de gás natural. O acordo impunha condicionantes à Entergy para a compra de gás natural, levando em consideração a duração dos contratos da empresa. Em linhas gerais, para as compras a longo e curto prazo de transporte de gás natural, a Entergy deveria preparar e divulgar planos de compra de gás natural. Estes planos deveriam incluir um anúncio de compra (request for proposal) com (i) os critérios que os fornecedores deveriam atender para se qualificar, (ii) o tipo de serviço necessitado, (iii) a quantidade de gás requerida e (iv) a duração do contrato. Já em relação às compras diárias, a Entergy deveria publicar em seu site a intenção de adquirir gás natural em relação a seus vários pontos de recebimento e entrega.

O conteúdo das informações e o momento publicação das informações eram baseadas na duração dos termos do contrato e no ritmo de atividade do mercado. Observa-se que os remédios adotados pela FTC no caso acima mencionado estão, de certo modo, alinhados com a regulação desenhada pela ANP. Assim, por todos esses motivos, concluo que, em meu juízo, ainda que pudéssemos falar que a Operação gera um reforço de integração vertical futuro, entendo que o acesso a informações concorrencialmente sensíveis e os riscos de evasão regulatória são bastante diminuídos no presente caso pela própria atuação da ANP e das autoridades reguladoras estaduais. Adicionalmente, uma eventual aprovação com restrições comportamentais, como dito, além de ser redundante do ponto de vista regulatório, também me pareceria de difícil monitoramento pelo próprio CADE. 3. Dispositivo Ante o exposto, com as devidas ressalvas de fundamentação, acompanho o eminente relator e voto pela aprovação sem restrições do Ato de Concentração em epígrafe, nos termos dos arts. 9, inciso X, e 61, caput, da Lei nº Lei nº 12.529, de 30 de novembro de 2011, e dos arts. 18, inciso X, e 128, caput, do Regimento Interno do CADE. Acompanho ainda a ressalva de fundamentação trazida no voto-vogal do Conselheiro Gustavo Augusto Freitas de Lima no sentido de consignar que o não cumprimento, pelas Requerentes, dos desinvestimentos informados ao CADE nos autos, poderá suscitar a aplicação do art.

91 da Lei nº 12.529, de 2011, ensejando a revisão da aprovação pelo Tribunal. É o voto. Brasília, 22 de junho de 2022 [assinatura eletrônica] Victor Oliveira Fernandes Conselheiro ____________________________ [1] GERADIN, Damien; GIRGENSON, Ianis. The counterfactual method in EU competition law: The cornerstone of the effects-based approach. SSRN Eletronic Journal, 2011. (“the standard merger control counterfactual is the status quo ante, i.e. the situation that prevails at the time when the Commission reviews the merger”, p. 3). [2] UNIÃO EUROPEIA. COMISSÃO EUROPEIA. Orientações para a apreciação das concentrações horizontais nos termos do regulamento do Conselho relativo ao controlo das concentrações de empresas, § 9. [3] “Art. 5º O transportador deve construir, ampliar, operar e manter os gasodutos de transporte com independência e autonomia em relação aos agentes que exerçam atividades concorrenciais da indústria de gás natural. § 1º É vedada relação societária direta ou indireta de controle ou de coligação, nos termos da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, entre transportadores e empresas ou consórcio de empresas que atuem ou exerçam funções nas atividades de exploração, desenvolvimento, produção, importação, carregamento e comercialização de gás natural.” (Lei nº 14.134, de 8 de abril de 2021) [4] ROMEIRO, D. L. A Batalha da Nova Lei do Gás e as Fronteiras Conflagradas da Indústria. Ensaio Energético, 14 de dezembro, 2020. [5] BRASIL. MINISTÉRIO DA JUSTIÇA.

CONSELHO ADMINISTRATIVO DE DEFESA ECONÔMICA. Guia de Análise de Atos de Concentração Horizontal. Brasília, 2016. p. 13. [6] Diversas vozes na literatura denunciam o reducionismo e as arbitrariedades das definições de mercado relevante, sustentando que elas deveriam ser totalmente abandonadas ou ao menos relativizadas na análise antitruste. Nas últimas décadas, as críticas à definição de mercados relevantes se avolumaram a partir dos trabalhos de Louis Kaplow, que defende que se abandone completamente a etapa de definição de mercados relevantes na análise antitruste, pois essa metodologia seria incoerente com princípios econômicos básicos, já que toda definição de mercado relevante já presume, desde o início, a conclusão quanto ao poder de mercado prevalecente, o que tornaria as fases subsequentes da análise totalmente desnecessárias e sem sentido. O principal ponto do autor é que essas metodologias se equivocam ao focar na elasticidade cruzada da demanda ao invés de examinar a demanda no mercado em si (KAPLOW, Louis. Why (Ever) Define Markets? Public Law & Legal Theory Working Paper Series, v. 437–517, n. 11, 2011). [7] A esse respeito, cf. EBEN, M. The Antitrust Market Does Not Exist: Pursuit of Objectivity in a Purposive Process. Journal of Competition Law & Economics, v. 17, n. 3, p. 586–619, 2021. p. 598 (“the most convincing rationale for market definition is that it provides a tool to draw the boundaries within which to assess a particular question”). [8] PODSZUN, R.

The Arbitrariness of Market Definition and an Evolutionary Concept of Markets. The Antitrust Bulletin, v. 61, n. 1, p. 121–132, 2016. p. 128–129 (do original: “market definition is the step in antitrust analysis that informs parties, litigators, enforcers, and the public how in an official proceeding the economic reality is translated into the realm of normative value judgments”). [9] Mércio Felsky foi Conselheiro do CADE no período de 02 de junho de1998 a 30 de abril de 1999 e, posteriormente, foi reconduzido ao cargo no mandato do período de 10 de junho de 1999 a 09 de junho de 2001. [10] Nesse sentido, destacam-se as considerações do Conselheiro-Relator: “se hoje a dimensão geográfica dos mercados relevantes da comercialização e distribuição se confundem, restringindo-se às áreas de concessão das distribuidoras locais, num futuro breve, assim que começar a ocorrer o fim das cláusulas de exclusividade dos diversos contratos de concessão celebrados, não mais será assim”. (Ato de Concentração nº 08012.000035/2000-68 (Requerentes: Gas Brasiliano, SNAM e Italgas), voto Conselheiro-Relator Mércio Felsky. SEI 0319465, p. 160). [11] Sobre esse ponto, destaco o seguinte trecho do Formulário de Notificação (SEI 0949919, p. 35):

“as atividades da Gaspetro e da Compass estão relacionadas exclusivamente ao segmento downstream (i.e., distribuição) da cadeia do gás natural, e sua única implicação para os segmentos midstream e upstream é desverticalização entre estes mercados, conforme explicitado acima. Considerando este cenário, em relação aos mercados relevantes afetados pela Operação tem-se o seguinte: Da perspectiva do produto, a jurisprudência do Cade tem considerado que o mercado relevante diz respeito à distribuição de gás natural”. [12] Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Modelo Conceitual de Gás na Esfera de Competência da União – Comercialização e Balanceamento, setembro/2020. Disponível em: https://www.gov.br/anp/pt-br/acesso-a-informacao/agenda-eventos/wmcmg/cp1-2020-modelo-conceitual.pdf. Acesso: 22 de junho de 2022. [13] COMISSÃO EUROPEIA. Centrica / Venture Production Commission decision of 21 August 2009 in Case M.5585 –, parágrafo 10. [14] COMISSÃO EUROPEIA. Total/Chevron Denmark Commission Decision of 7 March 2019, Case No. COMP/M.9175, paragráfo 23 (“on the market for the upstream wholesale supply of natural gas, upstream producers tend to sell large volumes of gas to downstream wholesalers, mostly under long-term gas supply agreements”). [15] COMISSÃO EUROPEIA. PETROL/GEOPLIN Commission Decision of 10 March 2017, Case No.

COMP/M.7936, parágrafos 17 a 24 e FORTUM CORPORATION / OAO GAZPROM / AS EESTI GAAS / AS VORGUTEENUS VALDUS, Commission Decision of 7 August 2014, Case No. COMP/M.7272, parágrafo 13 (“the Commission previously defined the downstream wholesale supply of gas as an activity where gas wholesalers procure gas from producers for resale to other wholesalers or downstream distributors”). [16] COMISSÃO EUROPEIA. EDP/ENI/GDP, Commission Decision of 12 September 2004, Case No. COMP/M.3440, parágrafo 270 e E.ON / INNOGY, Commission Decision of 17 September 2019, Case No. COMP/M.8870 [17] COMISSÃO EUROPEIA. PETROL/GEOPLIN Commission Decision of 10 March 2017, Case No. COMP/M.7936, parágrafo 27 (“the Commission has previously identified the distribution of natural gas through low- and medium-pressure pipeline networks as a relevant product market. The geographic market has traditionally been defined as the territory covered by each distribution grid. The distribution of gas constitutes a natural monopoly given that the distribution grid cannot be duplicated in any economically viable manner. The Notifying Party does not dispute this market delineation which is retained by the Commission for the purpose of the present case”). No mesmo sentido, cf. COMISSÃO EUROPEIA. E.ON/MOL, Commission Decision of 21 December 2005, Case No. COMP/M.3696, parágrafo 43. [18] Atuação pré-operacional do Grupo Compass. [19] BRASIL. MINISTÉRIO DA JUSTIÇA.

CONSELHO ADMINISTRATIVO DE DEFESA ECONÔMICA, Guia de Análise de Atos de Concentração Horizontal ("a análise de poder de compra é complexa, dado que, a princípio, o poder de compra resulta em menores preços nos insumos que pode implicar descontos também no preço final praticado aos consumidores. O escrutínio do poder de compra, portanto, deve ser feito com cuidado, para que eventuais efeitos positivos aos consumidores sejam preservados"). [20] CARLTON, Dennis W.; COLEMAN, Mary; ISRAEL, Mark. Buyer Power in Merger Review, in: The Oxford Handbook of International Antitrust Economics - Vol 1. Ed: Roger Blair; Daniel Sokol, Oxford: Oxford University Press, 2015, p. 529. [21] A esse respecito, Chen define poder de compra como “the ability of a buyer to reduce price profitably below a supplier’s normal selling price, or more generally the ability to obtain terms of supply more favorable than a supplier’s normal terms” onde o “normal selling price” é definido como “the supplier’s profit-maximizing price in the absence of buyer power.” (CHEN, Zhiqi. Defining buyer power. The Antitrust Bulletin, v. 53, No. 2/Summer, 2008, p. 247). [22] “Alguns ACs envolvem empresas que absorvem parcelas significativas de tipos de insumos. Essas concentrações horizontais podem gerar empresas com poder de mercado na compra. O aumento do poder das empresas no mercado de compra pode elevar a probabilidade de prejuízos à concorrência decorrente da operaçãoe resultar, inclusive, em poder de monopsônio.

Por outro lado, é corrente o argumento que a concentração no mercado de compras pode gerarum poder compensatórioque seja benéfico ao consumidor. Avalia-se se a concentração no mercado de compras de insumos: (i) gera ou reforça a assimetria de tamanho em relação aos fornecedores e/ou (ii) dá condições para as requerentes aumentarem sua influência sobre as condições de mercado. A análise de poder de compra é complexa, dado que, a princípio, o poder de compra resulta em menores preços nos insumos que pode implicar descontos também no preço final praticado aos consumidores. O escrutínio do poder de compra, portanto, deve ser feito com cuidado, para que eventuais efeitos positivos aos consumidores sejam preservados” (BRASIL. MINISTÉRIO DA JUSTIÇA. CONSELHO ADMINISTRATIVO DE DEFESA ECONÔMICA. Guia de Análise de Atos de Concentração Horizontal, Brasília: [s.n.], 2016, p. 40). [23] UNIÃO EUROPEIA. COMISSÃO EUROPEIA. Orientações para a apreciação das concentrações horizontais nos termos do regulamento do Conselho relativo ao controlo das concentrações de empresas, § 63. [24] RAGAZZO, Carlos e VELOSO, Isabel. O Ato de Concentração entre Suzano e Fibria e a Análise do poder de Monopsônio no Mercado de Eucalipto. In: Jurisprudência do CADE comentada. São Paulo: Revista dos Tribunais, 2019, p. 76. [25] RAGAZZO, Carlos e VELOSO, Isabel. O Ato de Concentração entre Suzano e Fibria e a Análise do poder de Monopsônio no Mercado de Eucalipto. In: Jurisprudência do CADE comentada. São Paulo:

Revista dos Tribunais, 2019, p. 76. [26] EPBR. Novos supridores de gás já têm mais de 10 milhões de m³/dia contratados (30 de maio de 2022). Disponível em: https://epbr.com.br/abertura-do-mercado-de-gas-natural-ja-tem-dez-novos-fornecedores/. Acesso: 22 de junho de 2022. [27] De acordo com fontes públicas, as distribuidoras envolvidas em disputas judiciais com a Petrobras seriam a Cegás, Ceg, Scgás, Algás e Sergás. Sobre, cf. https://epbr.com.br/distribuidoras-tentam-vantagem-diferenciada-no-mercado-de-gas-diz-petrobras-empresa-vai-recorrer-contra-liminares/ [Acesso em 20.06.2022]. [28] ARAGÃO, Alexandre Santos. Direito do Petróleo e do Gás. Belo Horizonte: Fórum, 2021, p. 286. [29] COSTA, Hirdan Katarina de Medeiros; ARAÚJO, Israel Lacerca de e MASCARENHAS, Karen. Regulação do Transporte e Distribuição de Gás Natural. In: COSTA, Hirdan Katarina de Medeiros (Org.). A Regulação do Gás Natural no Brasil. Rio de Janeiro: Lumen Juris, 2019, p. 154-155 [30] CARVALHO, Bruno Eustáquio de et al. Brazilian New Gas Market: Challenges & Opportunities. Revista da CGU, v. 13, p. 254–268, 2021, p. 264. [31] Tribunal de Contas da União (TCU). Relatório de Acompanhamento. Acórdão 2301/2021 – Plenário, p. 10. Sessão 29/09/2021. Relator Walton Alencar Rodrigues. Processo nº 030.375/2020-7. Ata 38/2021 - Plenário. [32] SALINGER, Michael A. Vertical Mergers. In: The Oxford Handbook of International Antitrust Economics - Vol. 1. Oxford: Oxford University Press, 2015, p.

556 (“by using formal economic analysis of the likely effects of vertical mergers on consumers, the Chicago school critique virtually reversed the policy prescription to a presumption that vertical mergers are procompetitive or at least competitively neutral”). [33] SALINGER, Michael A. Vertical Mergers. In: The Oxford Handbook of International Antitrust Economics - Vol. 1. Oxford: Oxford University Press, 2015, p. 559 (“by using formal economic analysis of the likely effects of vertical mergers on consumers, the Chicago school critique virtually reversed the policy prescription to a presumption that vertical mergers are procompetitive or at least competitively neutral”). [34] A esse respeito, cf. SALOP, Steven C. Invigorating vertical merger enforcement. Yale Law Journal, v. 127, n. 7, p. 1962–1994, 2018 (argumentando que um escrutínio mais rígido de fusões verticais é necessário principalmente em mercados em que economias de escala e efeitos de rede estão presentes); BAKER, Jonathan B et al. Five Principles for Vertical Merger Enforcement Policy. Antitrust, v. 33, p. 12–19, 2018 ("modern economic analysis does not support a relaxed approach to vertical merger review and enforcement") e ainda MOSS, Diana L. Merger Policy and Rising Concentration: An Active Agenda for Antitrust Enforcement. Antitrust, v. 7, n. 2, p. 44–68, 2018. [35] Sobre o tema, cf. SHAPIRO, Carl. Vertical Mergers and Input Foreclosure Lessons from the AT&T/Time Warner Case.

Review of Industrial Organization, v. 59, n. 2, p. 303–341, 2021. [36] ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA. U.S. DEPARTMENT OF JUSTICE (DOJ). FEDERAL TRADE COMMISSION (FTC). Vertical Merger Guidelines, p. 14, 2020, p. 10. (do original: “the transaction may give the combined firm access to and control of sensitive business information about its upstream or downstream rivals that was unavailable to it before the merger”). [37] ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA. U.S. DEPARTMENT OF JUSTICE (DOJ). FEDERAL TRADE COMMISSION (FTC). Vertical Merger Guidelines, p. 14, 2020, p. 10. (do original “rivals may see less competitive value in taking procompetitive actions”). [38] SALOP, Steven C. A Suggested Revision of the 2020 Vertical Merger Guidelines. SSRN Electronic Journal, 2021, p. 15 (do original: “a vertical merger may facilitate evasion of price regulation or the manipulation of long-term private contracts with input price escalators. Competitive concerns are particularly heightened where a downstream affiliate is subject to maximum price regulation that permits cost-based price increases costs, and where the upstream affiliate is able to increase the price of inputs provided to the downstream firm in ways the regulator cannot easily or rapidly detect, and as a result, would not lead the regulator to prevent higher downstream prices”).

[39] Em uma recente pesquisa conduzida pela International Competition Network e pela Competition & Markets Authority, identificou-se que o uso de presunções estruturais para afastar preocupações em fusões verticais é altamente predominante nas jurisdições antitruste comparadas. A esse respeito, cf. “while NCAs have few limitations on their ability to review vertical mergers, most authorities follow guidelines featuring structural presumptions to identify vertical mergers that are unlikely to generate any competition concerns. Of the 36 NCAs responding to question 10 of the survey, only 9 do not have structural presumptions” [40] Destaca-se a seguinte cláusula do ACC: “14.2. Separação estrutural. AT&T se compromete a manter a Sky Brasil e as Programadoras de Canais TW como pessoas jurídicas separadas e com estruturas de administração e governança próprias, não sendo permitida a troca de informações concorrencialmente sensíveis ou que possam implicar discriminação entre agentes que não façam parte do grupo econômico das Compromissórias. A separação proposta inviabiliza o alinhamento de comportamentos no mercado, ou seja, as duas empresas continuaram atuando como agentes autônomos” (SEI 0399995, p. 14)