Ato de Concentração Ordinário nº 08700.006512/2021-37

SEI/CADE - 1108322 - Voto Ato de Concentração Ato de Concentração nº 08700.006512/2021-37 Requerente(s): Ream Participações S.A. (Ream) e Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) Advogados(as): Ricardo Franco Botelho, Daniel Costa Caselta, Elisa Hime Funari, Victoria Malta Corradini e outros. Terceiro(s) Interessado(s): Distribuidora Equador de Produtos de Petróleo S.A. (Equador); Sociedade Fogás Ltda. (Fogás); Ipiranga Produtos de Petróleo S.A. (Ipiranga); e Raízen S.A. (Raízen). Advogados(as): pela Fogás, Gyedre Carneiro de Oliveira e outros; pela Equador, Ana Paula Paschoalini e outros; pela Ipiranga, Gabriel Nogueira Dias e outros; e pela Raízen, Victor Santos Rufino e outros. Relatora: Conselheira Lenisa Rodrigues Prado VOTO da relatora - CONSELHEIRA lenisa rodrigues prado VERSÃO DE ACESSO público voto i. o que é a operação A íntegra do relatório já foi disponibilizada previamente (“Relatório”), no dia 29.07.2022 (SEI nº 1095627), no qual constam, em detalhes, o andamento processual e os atos instrutórios relativos a este processo. Considerando que a narrativa se tornou pública e acessível para as partes envolvidas nessa operação, opto por utilizar os dados contidos no relatório sem, contudo, lê-lo na presente sessão. A operação refere-se à proposta de aquisição, pela REAM Participações S.A. (REAM), da totalidade de ações representativas do capital social da Refinaria de Manaus S.A.

que passará a deter, operar e explorar os ativos da Refinaria Isaac Sabbá (REMAN) e seus ativos logísticos associados, atualmente subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras). A REAM faz parte do Grupo Atem, conjunto de sociedades sob controle comum com atuação no ramo de combustíveis, logística rodoviária e fluvial e construção naval, entre outras, sendo a principal delas a Atem’s Distribuidora de Petróleo S.A. (Atem Distribuidora), sociedade por ações fundada há mais de duas décadas. O Grupo Atem está presente na Região Norte do país. De acordo com as Requerentes, a operação atende ao objetivo principal do Termo de Compromisso de Cessação de Conduta (TCC), que é: “possibilitar a entrada de um novo agente no setor de refino que possua ‘recursos financeiros e incentivos para manter e desenvolver os Ativos Desinvestidos como uma força competitiva viável e ativa no Território Brasileiro em relação à Petrobrás e aos demais concorrentes no mercado”[1] . De acordo com as informações prestadas pelas Requerentes no Formulário de Notificação da operação sob exame, a operação representa, para o Grupo Atem:

“oportunidade de expandir sua atuação no segmento de óleo e gás, (i) com a oferta de derivados do petróleo na Região Norte e em outras regiões de potencial atuação da refinaria (especialmente o Centro Oeste), ampliando a atual área de influência da REMAN, e (ii) por meio do aproveitamento de sinergias econômicas, operacionais e financeiras que favorecerão sua competitividade e acirrarão a concorrência no mercado de comercialização de combustíveis, o que, em última instância, contribuirá com o desenvolvimento social e econômico da região. Da perspectiva da Petrobrás, a operação se insere como parte do seu Programa de Gestão Ativa de Portfólio, presente há vários anos nos ciclos de planejamento estratégico da companhia”[2] . As Requerentes defendem que o Grupo Atem é a melhor opção dentre os compradores disponíveis para aquisição do ativo porque é agente regional com mais de duas décadas de atuação no setor de distribuição de combustíveis. O histórico da Compradora seria a típica “conduta virtuosa protegida e incentivada pela Lei 12.529/2011 – Lei de Defesa da Concorrência (LDC) de ‘conquista de mercado resultante de processo natural fundado na maior eficiência de agente econômico em relação a seus competidores’” (art. 36, § 1º, da Lei º 12.529/2011). De acordo com as informações prestadas pelas Requerentes, a operação não gera sobreposição horizontal, dado que o Grupo Atem não desenvolve atividades no segmento de refino de petróleo.

Já na perspectiva vertical, a operação resultará em integração vertical com a atividade de distribuição de combustível desenvolvida pelo Grupo Atem, “a qual, contudo, é incapaz de levantar quaisquer preocupações concorrenciais”[3] , especialmente porque: i) Os clientes/distribuidores de combustíveis líquidos instalados na Região Norte não dependem dos derivados de petróleo originados da REMAN para a viabilidade econômica de suas atividades na Região Norte; e ii) Os clientes/ distribuidores de combustíveis líquidos instalados na Região Norte não dependem do TUP REMAN para escoamento e/ou recebimento de insumos/importação de derivados de petróleo. Para as Requerentes, a operação irá gerar outro benefício em relação à demanda por derivados de petróleo, vez que: “além da produção originada da REMAN, os clientes/distribuidoras da Região Norte passarão a ter, como opção, não apenas a produção advinda de outras refinarias (incluindo da própria Petrobras, que ainda continuará atuando nessa região, já que manterá outras refinarias que já atendem à demanda da Região Norte via cabotagem), como também continuarão a contar com as importações diretas”. Os mercados afetados pela operação e apontados no Formulário de Notificação são: a) Mercado de refino de petróleo e produção de derivados: (i) produção de gasolina A; (ii) produção de óleo diesel; e (iii) mercado de produção de GLP, ainda que implique em mera substituição de agente econômico.

b) Mercado de distribuição de combustíveis líquidos: (i) nos estados do Acre, Amazonas, Pará, Rondônia, Roraima, e; (ii) na Região Norte como um todo. Sobre a inclusão da atividade de importação na dimensão produto do aludido mercado há controvérsias, eis que a Ipiranga e a ANP sugerem existir sobreposição entre a atividade de refino dos produtos diesel A e gasolina A pela REMAN e a atividade de importação de diesel A e gasolina A por empresa do Grupo Atem (Amazônia Energia). A respeito de integração vertical entre as atividades de refino da REMAN e as atividades de distribuição de combustível pelo Grupo Atem, as Requerentes afirmam que (i) há ausência de nexo causal; (ii) trata-se de mera substituição de agente econômico na produção de GLP; (iii) clientes e distribuidores da Região Norte não dependem dos derivados da REMAN; (iv) no cenário nacional a REMAN apresenta parcela pequena da produção total; (v) existem alternativas viáveis para além da REMAN; (vi) há ausência de poder de mercado por parte do Grupo Atem; e (vii) ausência de incentivos e capacidade para promover o fechamento de mercado no tocante aos derivados produzidos pela REMAN e ao acesso aos ativos logísticos. Sob a perspectiva das Requerentes, da operação não decorrem sobreposições horizontais.

A fim de contextualizar uma das motivações para a presente Operação, rememoro fatos relevantes acerca do Termo de Compromisso de Cessação de Conduta firmado entre a Petrobras e este CADE (“TCC do Gás”), oportunidade na qual foi determinado o desinvestimento de diversas refinarias de propriedade da Petrobras, incluindo a REMAN. No dia 08/01/2019 o CADE instaurou Inquérito Administrativo nº 08700.006955/2018-22 para investigar eventual abuso de posição dominante por parte da Petrobras no mercado nacional de refino de petróleo, conduta passível de enquadramento no art. 36, inciso IV, da Lei nº 12.529/2011. No âmbito desse processo, a Petrobras protocolou junto ao CADE, em 24 de maio de 2019, requerimento de abertura de processo de negociação de Termo de Compromisso de Cessação (TCC). No dia 26 de abril, a Petrobras divulgou fato relevante ao mercado, informando que aprovou as novas diretrizes para a gestão de portfólios de seus ativos, incluindo a venda de 8 (oito) refinarias com a respectiva infraestrutura logística associada, que totalizam a capacidade de refino de 1.1 milhão de barris por dia. Em 28 de maio de 2019, por meio do Despacho SG nº 682/2019 (SEI nº 0619172), a Superintendência-Geral determinou a abertura do período de negociações da Proposta de Compromisso de Cessação e instaurou comissão de negociação para analisar a proposta da Proponente. No dia 11 de junho de 2019, na 144º Sessão Ordinária, foi aprovado o Termo de Compromisso de Cessação de Prática.

No âmbito do TCC e em linha ao que vinha divulgando ao mercado, a empresa se comprometeu, conforme Cláusula 2.1, a alienar integralmente, até o final de 2021[4] , as refinarias Abreu e Lima (RNEST), Unidade de Industrialização de Xisto (SIX), Landulpho Alves (RLAM), Gabriel Passos (REGAP), Presidente Getúlio Vargas (REPAR), Alberto Pasqualini (REFAP), Isaac Sabbá (REMAN); Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste (LUBNOR) e seus respectivos Ativos de Transporte, conjuntamente denominados “Ativos Desinvestidos”[5] , em conformidade com as normas vigentes para o setor[6] . Vale ressaltar que uma das preocupações concorrenciais apontadas pelo Departamento de Estudos Econômico do CADE em seu estudo para esse TCC - e que estão sendo consideradas na presente Operação – é a de que poderiam ser formados novos clusters regionais, caso um mesmo agente adquirisse refinarias localizadas na mesma região. Na opinião do Economista Chefe do CADE, as diretrizes perfilhadas no TCC foram consideradas “extremamente bem-vindas”, que acrescentou outras duas sugestões às propostas apresentadas pela Petrobrás: (i) que fossem vendidos ativos por completo, sem resquício de participação societária passiva da Petrobrás e (ii) os ativos regionais fossem vendidos para agentes diferentes, para não criar quase-monopólios regionais (NT DEE nº 37/2018 – SEI nº 0556932).

Assim, para atender a essa preocupação, o TCC determinou em sua Cláusula 4.2 a proibição de que refinarias localizadas na mesma região geográfica fossem vendidas conjuntamente, conforme segue: 4.2. Os seguintes ativos não poderão ser adquiridos em conjunto por um mesmo comprador ou empresas do mesmo grupo econômico, nos termos da Resolução CADE n° 2/2012: (a) RLAM e RNEST; (b) REPAR e REFAP; (c) REGAP e RLAM Conforme afirmado pelas Requerentes no Formulário de Notificação da presente Operação, a venda da refinaria está em consonância com a Resolução nº 9/2019 do Conselho Nacional de Política Energética, que estabeleceu diretrizes para a promoção da livre concorrência na atividade de refino no país, e integra o TCC firmado pela Petrobras com o CADE em junho de 2019 para a abertura do setor de refino no Brasil. Ademais, o desinvestimento da REMAN está alinhado à estratégia de gestão de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor e maior retorno à sociedade. Em relação à efetividade da proposta apresentada pela Petrobras, o CADE entendeu que era suficiente para endereçar as possíveis condutas e que representavam medidas de estímulo à competição e de investimentos no setor, o que, no meu entendimento, se mostra factível na presente Operação envolvendo o Grupo Atem. PRELIMINAR.

Requerimento ANAPAPETRO Em 12/08/2022, a Associação Nacional dos Petroleiros Acionistas Minoritários da Petrobras - ANAPAPETRO manejou petição requerendo sua admissão nos autos na condição de Terceiro Interessado e seu “recurso” fosse provido de modo a “paralisar a privatização da REMAN ao grupo ATEM”[7] . Como é cediço, o prazo para aviar o pedido de intervenção de terceiros é de 15 (quinze) dias a contar da data da publicação da decisão da Superintendência-Geral que aprovar o ato de concentração ou não conhece-lo[8] . Por esse motivo, o pleito da ANAPAPETRO, apresentado em 12/08/2022, é absolutamente intempestivo, o que inviabiliza o conhecimento de qualquer um dos inúmeros argumentos elencados em sua manifestação. ii. Recursos das Terceiras Interessadas: De início, ressalto que todos os questionamentos por mim apresentados na proposta de avocação da operação para o Tribunal (Despacho Decisório nº - SEI nº 1070458) também foram objeto de insurgência pelas Recorrentes. Considerando que todos os questionamentos apresentados nos recursos aviados pelas Terceiras Interessadas (Fogás, Raizen, Equador e Ipiranga) serão detalhados nos próximos capítulos, entendo superadas as questões contidas na proposta de avocação. Para fins de organização das alegações descritas nos recursos sob julgamento, segregarei as insurgências em dois blocos: mercado de GLP e mercado de combustíveis líquidos. A. Mercado de GLP:

No que concerne o mercado de GLP, a Superintendência-Geral entendeu que tal mercado não gera preocupações concorrenciais porque não guarda nexo causal com a Operação, motivo pelo qual conclui não ser necessário precisar o mercado afetado. Tal conclusão se demonstra a mais acertada, tendo em vista que a Refinaria REMAN não produz GLP em quantidade suficiente para atender à demanda em seu entorno. Para exemplificar a participação pequena da Refinaria no mercado afetado informo que a [ACESSO RESTRITO AO CADE E À REAM] Considerando que a maior parte do abastecimento de GLP da região afetada pela Operação é fornecida pelo Polo de Urucu, entendo correta a conclusão adotada pela Superintendência-Geral em seu Parecer SG nº 6/2022/CGAA4/SGA1/CADE (SEI nº 1060809). A.1. Definição de Mercado Relevante Segundo a Sociedade Fogás Ltda (SEI nº 1070566), o setor de fornecimento de GLP é específico e distinto do mercado de combustíveis líquidos, de modo que o mercado relevante deveria ter sido definido de forma diferente do que fora proposto pela Superintendência-Geral. Contudo, a Superintendência-Geral sequer chegou a delinear o mercado geográfico afetado pela operação no mercado de GLP, já que constatou se tratar de mera substituição de agente econômico. É o que se depreende da leitura do parecer exarado pelo órgão instrutor:

“Diante da ausência de nexo de causalidade com possíveis efeitos negativos à concorrência decorrentes da Operação, e tratando-se de substituição de agente econômico no mercado de produção de GLP, não se mostra cabível prosseguir com a análise para o referido mercado”. Em seu recurso a Fogás defende que o cenário mais apropriado para a correta análise da operação, o qual contemplaria melhor as particularidades da localidade da REMAN, seria adotar a perspectiva estadual ou, no limite, a área de influência da refinaria REMAN, especificamente no Amazonas e em Roraima, Estados em que a Fogás afirma[9] que não haverá alternativas viáveis ao Terminal de Uso Privado REMAN (“TUP REMAN”) . Em que pese o sólido raciocínio desenhado pela Fogás em seu recurso, as informações constantes nos autos sinalizam que a conclusão da Superintendência-Geral a respeito da delimitação do mercado geográfico está correta, já que não há qualquer integração ou sobreposição no mercado de GLP, mas sim mera substituição de agente econômico. Nesse sentido é a conclusão adotada pelo Departamento de Estudos Econômicos do CADE que acrescenta ainda a constatação que: “o cenário que está se configurando parece ser, inclusive, mais favorável do ponto de vista de preocupações concorrenciais que aquele existente até pouco tempo atrás, quando a Petrobrás era totalmente verticalizada e também atuava diretamente no mercado de distribuição de GLP por meio da Liquigás”[10] .

Ante a inexistência de argumentos ou fatos que possam justificar a reforma da conclusão adotada pela Superintendência-Geral, entendo que não merece prosperar a pretensão da Fogás no que concerne às alterações na delimitação do mercado geográfico. A.2. Garantia de Acesso à Infraestrutura A Fogás defende que o terminal aquaviário da REMAN (TUP REMAN) representa um ativo logístico de infraestrutura essencial (essential facility) para as empresas de distribuição de GLP nos Estados do Amazonas e Roraima, pois não existem alternativas economicamente viáveis para levar o GLP produzido por outras refinarias sem antes passar pela infraestrutura logística da TUP REMAN, seja por meio de importações, seja por cabotagem. Tanto a Fogás como a Amazongás, em respostas aos Ofícios SEI nº 1001474 e SEI nº 0999874, respectivamente, indicam que a Petrobras, por meio da REMAN, é a principal fornecedora de GLP na Região Norte. Na mesma correspondência informaram que ainda que adquiram o produto de outras Refinarias – como do Polo de Urucu – ainda assim, necessitam utilizar a estrutura da REMAN. De acordo com a Recorrente, o abastecimento de GLP é feito diretamente por dutovia da REMAN para as distribuidoras locais de GLP instaladas no entorno da refinaria, inclusive para a Fogás e para a Amazongás.

Mais detalhadamente, a Recorrente informa que o GLP que chega à REMAN é escoado desde os píeres 1 e 3 do TUP REMAN até as esferas de GLP da refinaria REMAN e posteriormente entregues às distribuidoras Fogás e Amazongás por meio de dutos. Diante do cenário descrito, a Fogás sustenta que as instalações portuárias, dutoviárias e de tancagem do TUP REMAN equivalem a essential facility. Por se tratar de infraestrutura essencial, a Fogás pleiteou a garantia ao livre acesso de terceiros ao terminal portuário associado à REMAN (TUP REMAN) e a outros ativos logísticos existentes, incluindo-se a tancagem e dutovia, em condições não discriminatórias e mediante pagamento de remuneração adequada e competitiva. Tal pleito se destina a possibilitar a transferência da operação de uma ou duas esferas de armazenamento de GLP a terceiros, mediante devida remuneração, opção que “jamais prejudicaria ou comprometeria a produção regular de GLP da REMAN, ainda que o volume de produção seja expandido pelo futuro controlador”[11] . A Recorrente esclarece que nunca solicitou formalmente acesso à infraestrutura local porque antes não haveria incentivos da REMAN para negar acesso às instalações, o que é provável ocorrer no cenário pós-operação. Segue transcrição da manifestação da Recorrente: “Antes da Operação Proposta, tanto a REMAN quanto o Polo Urucu pertenciam à mesma empresa, controlada pelo poder público, a Petrobrás.

Assim, nunca houve incentivo para que a Fogás submetesse uma solicitação formal de livre acesso, já que não haveria qualquer racionalidade econômica no ato de a Petrobrás impedir a distribuição, por meio do TUP REMAN e seus ativos logísticos, de GLP adquirido no Polo Urucu”. “76. Por outro lado, em um cenário pós-Operação Proposta, o controle da REMAN será assumido pela REAM (do Grupo ATEM), a qual, como já pontuado pela Fogás ao longo das manifestações protocoladas perante os autos, é uma empresa privada, com interesses próprios que podem ou não estar alinhados ao interesse público e cuja principal finalidade é a maximização de seus resultados na refinaria REMAN”. A Recorrente assegura existir viabilidade técnica para garantir o correto funcionamento da infraestrutura, mesmo se compartilhada com outras empresas: “53. O primeiro fato é que a Fogás, por ser cliente instalada na região há alguns anos, tem o conhecimento histórico de que uma ou duas esferas de GLP da REMAN já ficaram desativadas e sem nenhuma operação por cerca de 2 (dois) anos, em razão de contaminações ocorridas no passado (há aproximadamente 10 anos). Apesar desse período razoavelmente longo com esferas inoperantes, a produção de GLP da REMAN não foi afetada à época. Muito pelo contrário, a produção de GLP da REMAN chegava a ser superior à quantidade que é produzida atualmente (pouco mais de 600t/mês, 20 t/dia ou 24.315 m3/ano). 58.

O segundo fato que deve ser ressaltado é que o Grupo Atem e a REAM continuarão a ter propriedade legítima e acesso a todas as esferas e tanques de GLP da refinaria REAM, independentemente da imposição de remédios comportamentais que garantam o livre acesso a esses ativos. 60. O terceiro fato, por fim, é que os bombeamentos dutoviários da refinaria REMAN para as distribuidoras de GLP ocorrem somente duas vezes por semana. Portanto, é perfeitamente possível e factível permitir o acesso não exclusivo a infraestrutura e tancagem de maneira independente da refinaria, sem prejuízo as manutenções regulares e necessárias”. “70. Os remédios sugeridos pela ANP, nesse sentido, miraram no direito de acesso/passagem pelo terreno da refinaria como alvo e, consequentemente, no acesso às instalações do terminal da REMAN e aos ativos logísticos associados. Como solução temporária, a ANP também propôs a segregação de parte da tancagem da refinaria para integração ao Terminal Aquaviário de Manaus pelo período de 3 anos, para que, durante esse período, a tancagem esteja coberta pelas regras do livre acesso”. Inicialmente há que se ressaltar que não há informações nos autos sobre o suposto histórico de desativação das esferas de GLP da REMAN.

De acordo com esclarecimentos prestados pelas Requerentes, no período de 04/04/2012 a 10/05/2012, a esfera EF-201 esteve com o parâmetro de qualidade corrosão fora do limite de especificação e o mercado foi abastecido através das outras duas esferas (EF-202 e EF-203). Mesmo com a qualidade fora da especificação, a EF-201 estava disponível para atender os cenários de emergência, caso fosse necessário. Após a normalização da situação, a esfera voltou a ficar disponível para o mercado. Vale ressaltar que, para efeitos de atendimento da Norma Regulamentadora de Segurança 13 (NR-13), periodicamente e alternadamente as esferas de GLP são retiradas de operação para inspeção e manutenção, o que é planejado de acordo com a programação de produção da refinaria para que não haja desabastecimento do mercado. A solicitação da Recorrente parece, em uma primeira análise, razoável. Contudo, tanto a Petrobras quanto a ANP informam que o compartilhamento pretendido não é viável sob o ponto de vista técnico. Isso porque a área do TUP REMAN não possui tanques de armazenagem próprios do terminal e os tanques destinados à movimentação tanto de GLP quanto de líquidos pertencem à área da refinaria, que utiliza integralmente a capacidade de movimentação dos combustíveis.

A ANP ainda esclarece que a refinaria não seria capaz de segregar as linhas, equipamentos e bombas para cada esfera, uma “vez que se faz necessário o uso compartilhado destes equipamentos para circulação, preparação, reprocessamento e escoamento do GLP”[12] . A inviabilidade do pedido da Recorrente se resume e é confirmado pelos seguintes aspectos descritos na Nota Técnica da ANP: (i) O funcionamento integrado das esferas é primordial para que a refinaria opere com segurança e eficiência: em caso de emergência de uma esfera (incêndio, vazamento de GLP por sobrepressão da esfera etc.) ou manutenção é necessário transferir o volume da esfera afetada para outra esfera disponível. (ii) Impossibilidade de segregação dos equipamentos para atendimento individual de cada esfera: as esferas não dispõem de equipamentos próprios (linhas, bombas etc.) que viabilizem sua operação em separado; e (iii) As esferas são utilizadas em operações de transferência de produto e ficam inaptas a receber GLP de produção própria até que as entregas programadas sejam concluídas. Após as investigações necessárias para resolver as questões postas pela Recorrente, a Superintendência-Geral identificou que a distribuição de GLP pela Petrobras na Região Norte é feita através de 3 pontos principais:

[ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [13] Diante dos fatos, concluiu que a Região de Manaus é atendida, essencialmente, por volumes trazidos via cabotagem do Polo de Urucu, que é complementado pela produção da Refinaria REAM. A importância do Polo de Urucu para o fornecimento de GLP na região é descrita na tabela abaixo: Tabela 01 - [ACESSO RESTRITO À PETROBRAS] Fonte: Petrobras Considerando o total de GLP produzido no Polo Urucu em Coari/AM [ACESSO RESTRITO À PETROBRAS] assim como os volumes de GLP trazidos de outros Estados brasileiros, percebe-se que a demanda da Região Norte é essencialmente atendida pelos volumes cabotados de outros locais para o TUP REMAN e para o TA Belém: Tabela 02 - [ACESSO RESTRITO À PETROBRAS] É, portanto, factível a alegação do Grupo Atem que pretende manter a utilização do TUP REMAN nos mesmos moldes nos quais é atualmente utilizado, sendo possível que passe a importar insumos para manter a operação da REMAN. Assim, entendo pelo não acolhimento do pleito da Fogás já que não é possível, tecnicamente, conceder acesso aos ativos da REMAN sem que haja o comprometimento das operações da refinaria. A.3. TUP REMAN é Essential Facility Como esclarecido no tópico anterior, a tanto a ANP quanto a Petrobras reconhecem não ser possível conceder à Fogás acesso às instalações do TUP REMAN porque o compartilhamento é tecnicamente inviável e, ainda que fosse possível (o que se admite apenas para fins de debate), dar-se-á mediante o prejuízo da atuação da refinaria.

Convém relembrar que tanto a Fogás quanto a Amazongás reconhecem que é possível adquirir o GLP do Polo de Urucu. Se, até o presente momento, a infraestrutura do TUP REMAN não foi compartilhada com a Fogás e, mesmo assim, a Recorrente mantém suas operações em curso naquela região, só é possível concluir que as instalações sob discussão não são e nunca foram essenciais para a continuidade das operações da Fogás. Dessa forma, entendo que não se trata de essential facility e, por esse motivo, o CADE não deve impor às Requerentes o compartilhamento pretendido. A minha conclusão está arrimada na própria definição de infraestrutura essencial apresentada pela OCDE[14] e mencionada no Voto do Conselheiro Bandeira Maia no Processo 08012.010483/2011-94: "Geralmente, uma estrutura é considerada como "essencial" se os concorrentes não conseguem competir no mercado sem o acesso a ela. O segundo elemento, que a duplicação da estrutura pode ser impraticável ou irrazoável, não pode ser comprovado somente pela demonstração de que o acesso à estrutura da Representada é mais econômico quando comparado com outras alternativas. Como a própria palavra 'essencial' indica, um demandante deve demonstrar mais do que inconveniência ou perda econômica; ele precisa demonstrar que uma alternativa para a estrutura não é factível. O terceiro elemento, recusa de acesso, pode ser uma recusa completa ou uma recusa construída - como por exemplo taxas irrazoáveis ou alterações no serviço.

O quarto elemento é relacionado com os fatos e parece não existir padrões gerais de avaliação" (tradução livre) Entendo que a infraestrutura da REMAN não se classifica como uma essential facility tendo em vista que (i) é possível a competição no mercado sem o seu acesso e (ii) existem alternativas ao recebimento de combustíveis pelas concorrentes, sendo a não permissão de acesso, mera perda econômica e, segundo a definição da OCDE, esse ponto não é suficiente para comprovar que se trata de uma infraestrutura essencial. A meu ver, não restou demonstrado que a infraestrutura da REMAN se faz essencial para a oferta de GLP naquela região. Por outro lado, a possibilidade de se franquear acesso às instalações perpassa a regulamentação em vigor. Por meio da Nota Técnica Conjunta nº 7, a ANP interpretou os dispositivos da Portaria ANP nº 251/2000 (normativo que estabelece critérios para o livre acesso, por terceiros interessados, aos terminais aquaviários, existentes ou a serem construídos, para movimentação de petróleo e seus derivados) e concluiu que tal regra não garante livre acesso ao carregamento e descarregamento de embarcações com GLP a serviço de distribuidoras locais. Conforme registrado no parágrafo 121 da Nota Técnica, ainda que o Terminal Aquaviário de Manaus esteja sujeito às regras de livre acesso, o órgão entende que:

“a operação de suprimento das bases dos distribuidores de GLP conectadas à REMAN por outras empresas, via Terminal Aquaviário de Manaus, de maneira independente do operador da refinaria, NÃO ESTARIA GARANTIDA com a simples aplicação das regras de livre acesso ao terminal, previstas na Portaria ANP nº 251/2000” Pois, segundo a Agência, a Lei se aplica apenas ao terminal e seu operador e, portanto, não à refinaria, por ausência de previsão legal para tanto - o art. 58 da Lei do Petróleo se restringe aos terminais marítimos (i.e. aquaviários) e dutos de transporte. Em que pese o entendimento consignado pela ANP, entendo que as Requerentes, ao encaminhar o Formulário de Notificação da Operação a este CADE, se comprometem a respeitar e se submeterem às regras contidas naqueles normativos (Portaria ANP nº 251/2000 e Lei do Petróleo). Apesar de existir divergência a respeito da pertinência das normas, há de prevalecer o próprio reconhecimento das Requerentes que consignam entender a prevalência de tais regras, na eventual hipótese de solicitação de acesso à infraestrutura. É o que consta do trecho extraído do referido formulário: “v. além disso, a regulação aplicável já garante acesso a terceiros ao terminal associado à REMAN e outros ativos logísticos existentes em condições não discriminatórias e mediante o pagamento de remuneração adequada;” “93. Um dos aspectos deste mercado se refere ao acesso a terminais aquaviários para armazenamento e movimentação de combustíveis.

A regulação vigente da ANP visa a facilitar o acesso a tais infraestruturas, garantindo que não haja barreiras significativas a potenciais interessados. Em outras palavras, os operadores podem ceder espaços disponíveis a terceiros, em condições não discriminatórias. 94. A ANP está conduzindo um processo de consulta pública para adequar a regulação vigente às mudanças introduzidas no setor portuário pela nova Lei do Portos (Lei nº 12.815/2013). No entanto, o racional da regulamentação permanece o mesmo: obstar o tratamento discriminatório contra terceiros que demonstrem interesse em acessar o terminal” “275. Há, ainda, a Portaria ANP nº 251/2000, a qual facilita o acesso a bases e terminais aquaviários para armazenamento de combustíveis. De acordo com referida Portaria, os operadores não podem fazer reservas nos terminais sem de fato utilizá-las, e deverão ceder espaços disponíveis a terceiros em condições não discriminatórias. 276. Trata-se, portanto, de setor que está sob forte escrutínio da ANP, a qual vem atuando de forma contundente de forma a garantir a competitividade do setor” (grifos adicionados). Portanto, caso a Fogás venha a solicitar acesso às instalações do TUP REMAN, com a oferta de contraprestação pecuniária por esse uso, deverá tal pleito ser acompanhado pela ANP – agência reguladora. Não é competência do CADE dirimir impasses entre entes privados relacionados a acesso às instalações não essenciais. B.

Mercado de Combustíveis Líquidos A Superintendência-Geral do CADE concluiu que a Operação sob exame resulta em integração vertical entre as atividades de refino de petróleo pela REMAN (especificamente gasolina A e diesel A) e atividade de distribuição de combustíveis líquidos pela Atem (especificamente gasolina C e diesel B). Na referida análise, constatou-se que os demais derivados de petróleo produzidos pela REMAN não são produzidos, distribuídos ou utilizados como insumos para outros produtos distribuídos pela Atem, não havendo assim sobreposições horizontais nem integrações verticais resultantes da operação em relação a tais produtos. Como visto capítulos acima, essa também foi a conclusão sobre o mercado de GLP, pois constatou-se se tratar de mera substituição de agente econômico, porque a Atem não atua na distribuição desse produto. Para além da delimitação de mercados relevantes, a Superintendência-Geral empreendeu avaliação sobre a possibilidade de existência de mercados nos quais a Operação poderia implicar em sobreposições horizontais. Após considerar as preocupações trazidas pelas então Terceiras Interessadas e pela ANP, concluiu-se não haver sobreposição em nenhum dos mercados envolvidos na operação. Dentre as considerações avaliadas pela Superintendência-Geral, está a questão sobre a eventual sobreposição entre o fornecimento primário de combustíveis líquidos via produção/refino com a atividade de importação desses insumos.

Mais especificamente, foi estudada a relação entre a produção da REMAN de gasolina A e diesel A e a importação desses combustíveis por integrante do Grupo Atem (Amazônia Energia S.A). Concluiu-se não existir sobreposição porque as importações dos combustíveis são realizadas para uso cativo do Grupo Atem[15] . A Superintendência-Geral também considerou, após acurada análise dos argumentos apresentados pelas Recorrentes e pela ANP, que o mercado de terminais não poderia ser considerado como um mercado relevante em que há sobreposições e entendeu por bem apreciar esse aspecto dentro do contexto mais amplo, que é a própria logística e as alternativas de suprimentos para a Região Norte. A Superintendência reconheceu que o píer associado a base da Atem é utilizado apenas para suas atividades próprias e que, diferentemente das instalações das Requerentes, Itacoatiara é o terminal logístico que atende à região afetada. Ao assim concluir, perfilhou-se o entendimento da própria ANP, que afirmou que a Operação não gera efeitos no mercado de terminais portuários, porque: i) A instalação da Atem “está autorizada como base de distribuição pela ANP- estando conectada a seu terminal aquaviários autorizado pela ANTAQ”; e (ii) o terminal REMAN não possui armazenagem, apenas píeres de atracação.

Em consonância com a jurisprudência predominante do CADE, que delimita o mercado de refino de petróleo e seus derivados na dimensão regional, a Superintendência-Geral constatou que no caso concreto sob exame, a infraestrutura disponível para escoamento e a escala de produção dos derivados permitiriam o fornecimento dentro da área de influência que coincide com os limites da Região Norte, onde a refinaria está localizada. As especificidades do caso concreto afastam do cenário afetado pela Operação o Estado do Tocantins, pois tal Estado da federação não é atendido pela refinaria. Tal constatação perfilha as conclusões da ANP sobre o mercado geográfico impactado pela Operação[16] . Diante desse cenário, a Superintendência-Geral avaliou quais serão os impactos da Operação sob julgamento nas relações de integrações verticais, as quais estão descritas abaixo: Tabela 03 - Mercados de atuação das Requerentes Segmento Reman Grupo Atem Produção de Gasolina A e Diesel A X Distribuição de Gasolina C e diesel B X Fonte: Parecer SG As principais divergências entre as conclusões da Superintendência-Geral e as alegações das Recorrentes estão relacionadas a questões sobre: i) Possibilidade de existência de sobreposições horizontais relacionadas à operação, não consideradas pela Superintendência-Geral, em mercados como o de terminais portuários (TUP REMAN + TUP Atem) e o de fornecimento primário de diesel e gasolina (refino REMAN + importações Atem);

ii) Omissão no Parecer nº 6/2022/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI nº 1060809) sobre alguns mercados relevantes supostamente afetados pela operação; e iii) Divergências quanto à metodologia de cálculo das participações de mercado da REMAN (se o correto é considerar apenas produção própria da REMAN ou incluir as vendas da REMAN trazidas de outras refinarias)[17] . Além das divergências acima listadas, ainda surgiram embates pontuais sobre a dimensão dos mercados geográficos no refino e na distribuição. Essas divergências, no entanto, são pouco relevantes no que tange à capacidade de afetar as conclusões da análise do caso. Para completude da análise do caso, registro que o Departamento de Estudos Econômicos do CADE, muito diligentemente, apresentou sua análise (Nota Técnica nº 22/2022/DEE/CADE – SEI nº 1096310)sobre a delimitação dos mercados afetados pela Operação em duas oportunidades. Nas duas, reconhece o acerto das conclusões traçadas na Nota Técnica da Superintendência-Geral. A avaliação dos impactos da Operação foi feita mediante a construção de cenários alternativos, os quais serão descritos brevemente abaixo e, em todos, a conclusão não divergem daquelas da Superintendência-Geral: Cenário Alternativo 1- Em que se considerou tanto o volume efetivamente produzido pela refinaria, como aquele por ela atualmente comercializado e produzido em outras refinarias da Petrobrás ou trazido do exterior pela Petrobras.

Nessa construção, constatou-se que a REMAN produz menos de 10% do diesel A que abastece a Região Norte (excluído o Estado de Tocantins). Esse fato demonstra que não é presumível que o Grupo Atem, ao assumir o controle da refinaria, venha a ter capacidade de promover o fechamento de insumos para as distribuidoras de combustíveis. Por outro lado, quando se considera a participação da REMAN no mercado de vendas de diesel A (que inclui as vendas de combustível produzido por outras refinarias), esse percentual fica entre [ACESSO RESTRITO AO CADE], [ACESSO RESTRITO AO CADE], Contudo a viabilidade desse cenário depende primordialmente das conclusões a respeito da análise das supostas restrições logísticas e da alegada inviabilidade econômica de se trazer o combustível de outras refinarias até Manaus no cenário pós-operação. Cenário Alternativo 2 – Possibilidade de sobreposição nos mercados de fornecimento de gasolina A e diesel A por parte da REMAN e a importação desses combustíveis por parte do Grupo Atem, via Amazônia Energia. Diante da falta de comprovação de que a Amazônia Energia está revendendo o combustível por ela adquirido, há que se reconhecer como verídica a alegação de que a aquisição de combustíveis pela distribuidora de energia elétrica é para consumo próprio. Assim, não há elementos com a robustez necessária para que se conclua pela existência de tal sobreposição.

Cenário Alternativo 3 – Considerando as sobreposições das importações da Atem com a participação da REMAN e adotando apenas os volumes produzidos pela REMAN e não o total comercializado pela refinaria. Sobre o cenário alternativo 3, o DEE concluiu que “também para o presente cenário se aplicam as observações efetuadas para o cenário anterior, de modo que, mantendo-se caracterizada a importação cativa, o presente cenário parece não ser a alternativa mais adequada de análise”. Cenário Alternativo 4 – Avaliação sobre a possibilidade de se considerar a atividade de importação como um mercado à parte, distinto da produção. Conforme constatado nos autos, a maior parte do volume de gasolina A e diesel A vendido pela REMAN é originado de importações[18] feitas pela Petrobras em outras regiões, ou adquirido de outras refinarias do Brasil e cabotados até a Região Norte. Assim, a depender do critério que se utilizar, as participações de mercado da REMAN se alteram de forma bastante expressiva. A Superintendência-Geral, alinhada aos julgados do CADE, considerou, para fins de identificação do mercado afetado pela REMAN, apenas os volumes de derivados de fato processados e produzidos pela refinaria por meio do processo de refino. O motivo para tal delimitação metodológica é que no cenário pós-Operação, não necessariamente o volume vendido pela REMAN será equivalente ao volume vendido atualmente pela refinaria.

Tal entendimento parte do pressuposto que o volume vindo de outras refinarias e revendido pela REMAN no modelo atual, passaria a ser disputado por qualquer agente de mercado após a Operação. O DEE concordou com tal recorte metodológico. Para fins de completude do debate, o DEE apresentou um estudo sob o mercado afetado em razão do volume efetivamente produzido pela refinaria, volume esse considerado como o montante do que efetivamente produzido pela refinaria, como aquele produzido em outras refinarias da Petrobrás ou trazido do exterior pela Petrobras. De acordo com esse critério, para o caso da gasolina A, utilizou-se as participações apresentadas na tabela abaixo: Tabela 04 - Estrutura de oferta de gasolina A para a Região Norte (menos TO) – 2020 e 2021 [ACESSO RESTRITO AO CADE] Fonte: NT 22/2022 - DEE Ao considerar os volumes somados da produção própria da REMAN com as vendas da REMAN originadas em outras fontes, para a gasolina A o cenário de concentração de mercado da REMAN se torna mais elevado, [ACESSO RESTRITO AO CADE] Tais percentuais são superiores aos percentuais considerados na análise da Superintendência-Geral. De toda forma, mesmo com os market shares adotados pela Superintendência-Geral, ([ACESSO RESTRITO AO CADE] , deu-se continuidade na avaliação. Os volumes referentes às vendas do diesel A estão postos na tabela abaixo: Tabela 05 - Estrutura de oferta de diesel A para a Região Norte (menos TO) – 2020 e 2021 [ACESSO RESTRITO AO CADE] Fonte:

NT 22/2022 - DEE Em relação a esse combustível, constatou-se que a REMAN produz patamares inferiores a [ACESSO RESTRITO AO CADE] Ante a diminuta participação da REMAN na produção de diesel A, não seria presumível que o Grupo Atem, ao assumir o controle da refinaria, tenha a capacidade de promover o fechamento de mercado de acesso aos insumos para as distribuidoras de combustíveis. Interessante observar que, diante deste cenário, em tese, a Superintendência-Geral não precisaria avançar na análise de incentivos de fechamento de mercado. Entretanto, de forma conservadora, deu continuidade na avaliação hipotética. No caso de inclusão das vendas de diesel A da REMAN originadas de outras fontes, a participação da Requerente no cenário analisado [ACESSO RESTRITO AO CADE] Entende-se, porém, que a viabilidade desse cenário depende primordialmente das conclusões a respeito da análise das supostas restrições logísticas e da alegada inviabilidade econômica de se trazer o combustível de outras refinarias até Manaus no cenário pós-Operação. O DEE demonstra que a Superintendência-Geral se equivocou no seguinte trecho de seu opinativo:

“O que se observa é que a Petrobras ainda é a grande importadora de diesel A e gasolina A, com volumes em torno de [ACESSO RESTRITO AO CADE] Depois da Petrobras, a Amazônia Energia se mostra a segunda empresa que mais importa, com volumes [ACESSO RESTRITO AO CADE] Na realidade, esclareceu o DEE, esse patamar de [ACESSO RESTRITO AO CADE] referem-se ao volume total entregue pela Petrobras na região Norte (importações + produção nacional, incluindo a REMAN), e não à sua participação nas importações para a Região Norte. Pois bem, ainda que consideremos as importações indiretas, em 2020 e 2021 essa participação ficou em torno de [ACESSO RESTRITO À PETROBRAS] Embora as tabelas elaboradas pela Superintendência-Geral, que foram utilizadas na avaliação do DEE, não permitam identificar por quais portos ocorreram as importações, a ANP informou na sua Nota Técnica que as importações na região Norte ocorrem pelo Porto de Manaus (AM), Porto de Belém (PA) e Porto de Santana (AP). Ainda conforme a ANP, atualmente os desembarques no Porto de Manaus são feitos essencialmente pela Amazônia Energia. Já a empresa Blueway (pertencente ao Grupo Raízen), segunda maior importadora de gasolina A e diesel A, nos últimos anos teria desembarcado toda a carga no Porto de Belém (PA).

Diante dos números apresentados pela Petrobrás, ANP e pelas Requerentes, o DEE confirmou que as participações do grupo Atem são expressivas nos mercados de combustíveis, especialmente no que concerne ao diesel A, em que ficaram em torno de [ACESSO RESTRITO À PETROBRAS]. Interessante observar, ainda, que a Blueway (Grupo Raízen) importa mais gasolina que a Atem. Ademais, os dados da Amazônia Energia para importação de diesel A parecem corroborar a informação do uso cativo, como foco para a geração de energia na termelétrica. Ao avaliar o cenário posto sobre as importações realizadas pela Petrobrás através de outros terminais, e trazidas até a Região Norte via cabotagem[19] , verifica-se uma redução expressiva da participação do Grupo Atem no que tange ao diesel A. Já para a gasolina A não houve mudanças expressivas de participação. Para o diesel A, conforme se observa, o Delta HHI alcançou 670 pontos em 2021. No caso da gasolina A, como não houve importações desse combustível via REMAN, não há que se falar em variações de Delta HHI decorrentes da operação. De toda forma, a Nota Técnica do DEE somente enveredou nessa análise em prol da completude das argumentações postas nos autos, porque o exame das importações em um mercado relevante separado não se alinha à jurisprudência do próprio CADE nem parece ser a opção analítica mais adequada tendo em vista o caso concreto.

Cenário Alternativo 5 – Oportunidade na qual o DEE avaliou a possibilidade de haver uma sobreposição no mercado de terminais, decorrente do Ato de Concentração sob julgamento. Na opinião do DEE, para que fosse possível analisar a dimensão geográfica do mercado de terminais de combustíveis para navios de grande porte, como solicitado pelas Recorrentes, seria necessário estudar se este englobaria apenas os terminais localizados no Porto de Manaus ou se abarcaria também outros terminais com proximidade geográfica. Conforme indicado nas manifestações das Requerentes, dentre os terminais que poderiam ser considerados estão o Terminal de Itacoatiara, localizado a uma distância fluvial de 200 Km de Manaus (e distância rodoviária de 265 Km), bem como os terminais de Belém (PA) e de Santarém (PA), localizados ao longo do corredor logístico de entrada de combustíveis via foz do Rio Amazonas. No entanto, para a simulação de cenários envolvendo qualquer dessas configurações de mercado relevante geográfico de terminais, seriam necessários, para o cálculo das concentrações de mercado e da variação de HHI, os dados completos referentes a todos os volumes de combustíveis movimentados e armazenados por cada terminal de combustíveis, não disponibilizados no processo.

Por fim, é válido mencionar que a estratégia adotada pela Superintendência-Geral de analisar os terminais em um contexto mais amplo, envolvendo a logística e as alternativas de suprimento para a Região Norte, parece fazer mais sentido do que avaliá-los sob um contexto de sobreposição horizontal, em razão dos esclarecimentos e ponderações apresentados pela ANP. Por fim, o DEE chega à conclusão de que as escolhas metodológicas adotadas pela Superintendência-Geral, em relação aos principais pontos de divergência analisados, parecem ser coerentes com a jurisprudência do CADE e adequadas ao caso concreto ora em análise, considerando-se o conjunto de informações que se tem disponível. Passo agora a examinar, especificamente, os argumentos de divergência às conclusões da Superintendência-Geral, nos moldes apresentados pelas Recorrentes. B.1. Mercado Afetado Regional e Com a Segmentação de Mercado de Serviços Portuários. Em sede recursal (SEI nº 1070572), a Raízen S.A. discordou da definição de mercado afetado de distribuição de combustíveis defendida pelas Requerentes Segundo a Terceira Interessada, essa classificação estaria desalinhada da jurisprudência do CADE, pois não é regional e deveria, sim, incluir o mercado de acesso à infraestrutura portuária (que inclui os serviços de movimentação, armazenagem e descarga). Para sustentar esse argumento, a Recorrente acosta aos autos o parecer econômico elaborado pelo economista, Sr.

Marcos Lima (SEI nº 1028428), que afirma que para as operações de transporte de combustíveis deveriam ser consideradas como um mercado afetado pela operação, já que, “não é possível argumentar que haja concorrência intraporto (Requerentes dominarão todos os píeres capazes de receber navios de longo curso) ou interporto (incremento nos custos para acrescentar mais uma perna na operação e indisponibilidade de capacidade (no berço e de armazenagem). Dessa forma, a análise será realizada considerando apenas os píeres capazes de receber navios de longo curso no Porto de Manaus’[20] . Na definição proposta pela Raízen, deveriam ser considerados apenas os píeres capazes de receber navios de longo curso no Porto de Manaus para fins de delimitação geográfica de mercado. Afirma que se a operação for analisada sob esse prisma, há que se constatar sobreposição horizontal relevante na medida em que o Grupo Atem, atualmente, já se vale de infraestrutura portuária, que é escassa na região, para praticar atividades afins às da refinaria, importando combustíveis e que, no pós-Operação, o Grupo Atem deterá o monopólio regional do fornecimento primário/refino e da infraestrutura de importação na área do Porto de Manaus. A saber, são as justificativas apresentadas no recurso da Raízen: “60. Assim, devem ser considerados apenas os píeres capazes de receber navios de longo curso no Porto de Manaus para fins de delimitação geográfica de mercado, pelos motivos expostos adiante” (Raízen). “62.

É inegável que há sobreposição horizontal na medida em que o grupo Atem, atualmente, já se utiliza de infraestrutura portuária escassa na região para praticar atividades afins às da refinaria, importando combustíveis. 65. Assim, não há dúvidas de que o grupo Atem pós-operação deterá o monopólio regional do fornecimento primário/refino e da infraestrutura de importação na área do Porto de Manaus” (Raízen). Registro o desacerto nas proposições acima, a se iniciar pelo fato de que se o mercado for circunscrito à apenas e tão somente os píeres capazes de receber navios de longo curso, restariam excluídas dessa análise as movimentações de carga feita pelas Recorrentes, operações essas desempenhadas para realizar a importação de combustíveis. Atualmente, mesmo sem contar com píeres de atracação de navios de grande porte, somente as Recorrentes praticam importação de seus produtos, e não a Atem. Há uma incongruência lógica - e fática - na justificativa apresentada pela Recorrente. Ademais, entendo incorreto definir o mercado relevante como de “operação de terminais fluviais” como um setor afetado pela Operação. Conforme explicado no Formulário de Notificação e na Seção IV da Petição SEI nº 1042179, as Requerentes Petrobras e REAM, por meio de seus respectivos TUPs localizados em Manaus (o TUP REMAN e o TUP Atem), nunca ofereceram ao mercado serviços de movimentação e armazenamento de cargas por meio de seus terminais. Tal informação não foi contraditada pelas Recorrentes.

As Requerentes não possuem infraestrutura adequada para disponibilizar tais serviços fluviais já que nem o TUP REMAN tampouco o TUP Atem são terminais logísticos e não detêm interligação dutoviária direta com as bases das distribuidoras instaladas em Manaus e não foram estruturados como terminais logísticos (terminais para oferta de serviços logísticos ao mercado), não possuindo capacidade própria de armazenagem (tancagem) de combustíveis. Por outro lado, o TUP de Itacoatiara (do grupo Equador), com capacidade de armazenagem de 106,5 mil m3, representa hoje, a principal e maior infraestrutura de recebimento do suprimento de diesel A e gasolina A da Região Norte. O TUP Atem é de uso cativo em apoio às atividades do próprio grupo e jamais foi utilizado para importações por distribuidoras concorrentes. Da mesma forma, é correto afirmar que o TUP REMAN nunca foi utilizado como infraestrutura para o recebimento e movimentação de combustíveis pelas distribuidoras concorrentes do Grupo Atem, fato esse confirmado, inclusive, pelas respostas encaminhadas pelas empresas oficiadas pela Superintendência-Geral[21] , de modo que não faria sentido considerá-lo mercado relevante nesse processo. Convém registrar que as distribuidoras adquirem atualmente combustíveis diretamente da refinaria REAM (via dutos interligados entre os tanques da refinaria e os tanques de suas bases de distribuição) e não utilizam e jamais utilizaram o TUP REMAN para aquisição de insumos em Manaus.

Na eventual hipótese na qual as distribuidoras optarem por parar de adquirir gasolina A e diesel A da REAM, é viável da perspectiva logística e econômica o abastecimento alternativo de suas bases sem a utilização do TUP REMAN – isso pode ser feito mediante a utilização de seus próprios TUPs (que já existem em Manaus). Por meio da utilização de seus próprios TUPs, as distribuidoras concorrentes da Atem já conseguiriam, se assim quisessem, se abastecer integralmente em Manaus sem adquirir qualquer volume da REAM e sem utilizar o TUP REMAN. Há que se ressaltar que o TUP REMAN foi projetado para atender unicamente às atividades da Refinaria REMAN, e os três berços de atracação do TUP REMAN já possuem elevadíssima taxa de utilização devido ao atendimento das operações rotineiras da REAM (carregamento e descarregamento de produtos)[22] . Os volumes atualmente recebidos no TUP REMAN são direcionados aos tanques localizados internamente na refinaria e são essencialmente utilizados na atividade de produção da própria REMAN, especialmente porque a refinaria não consegue especificar os principais produtos (gasolina e diesel) diretamente para venda[23] . Atualmente, os insumos utilizados pela REMAN para sua atividade de produção são originados da Petrobras, que descarrega esses produtos no TUP REMAN para viabilizar a atividade de refino da própria refinaria.

No cenário após a Operação, a refinaria precisará continuar a utilizar o TUP REMAN para o recebimento de insumos da Petrobras ou de outros ofertantes disponíveis para continuar a viabilizar a produção interna de gasolina e diesel, de acordo com as especificações exigidas pela ANP. A saturação do TUP REMAN, que já é fato, é agravado pelos planos do Grupo Atem para aumentar a capacidade produtiva da refinaria no cenário após a Operação, o que certamente levará à necessidade de aumentar a utilização da capacidade do terminal. A propósito, convém mencionar dois fatos: (i) Hoje a infraestrutura das concorrentes no Porto de Manaus é capaz de receber 4 (quatro) vezes todo volume comercializado na Região de Manaus por todas as distribuidoras de combustíveis que lá operam, incluindo a Atem; e (ii) que a capacidade de movimentação de combustíveis das Recorrentes hoje, utilizando os seus terminais localizados no Porto de Manaus, é superior ao consumo de combustíveis da região de Porto Velho (SEI nº 1042179). Ademais, esses volumes já estão disponíveis nos Terminais de Itacoatiara, Santarém e Belém (vide, por exemplo, os volumes atualmente cabotados pela Petrobras até o Terminal de Itacoatiara), podendo ser trazidos via navios de importação em qualquer um desses terminais e, a partir daí, seguir por barcaça até os TUPs das próprias distribuidoras em Manaus[24] : Tabela 06 – [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] Fonte:

Requerentes É incorreto alegar que a Operação gera qualquer tipo de “concentração” de infraestrutura de importação. Como visto, o TUP REMAN e o TUP Atem não são utilizados por quaisquer terceiros como terminais de importação para o recebimento de insumos via importação. Aliás, as distribuidoras sequer possuem tancagem (disponibilidade de armazenamento de combustíveis) no Porto de Manaus suficiente para o recebimento dos volumes transportados por navios de grande porte (navios de importação, que carregam volumes na ordem de 50 mil m3). Os tanques de armazenamento das distribuidoras concorrentes em Manaus são compatíveis com o recebimento de volumes via barcaças (que carregam volumes na ordem de 4 mil m3). O DEE, por meio de Nota Técnica nº 22/2022, concordou com a conclusão traçada pela Superintendência-Geral no sentido de que: “analisar os terminais em um contexto mais amplo, envolvendo a logística e as alternativas de suprimento para a Região Norte, parece fazer mais sentido do que avaliá-los sob um contexto de sobreposição horizontal, haja vista as questões levantadas a esse respeito por parte da ANP”. Destaca-se ainda que a Petrobras atende diretamente as distribuidoras Equador, Ipiranga, Raízen/Sabbá e Vibra no Terminal de Itacoatiara, o que é comprovado pelos números acostados aos autos referentes aos volumes trazidos pela Petrobras até o Terminal de Itacoatiara em 2021.

Isso é mais um indicativo de que a Petrobras continuará a ser força competitiva da Região Norte após a Operação, já que a Petrobras permanecerá atuando mediante o fornecimento de insumos via cabotagem (originados de outras refinarias ou importados), tal como já é feito atualmente. Além disso, no melhor conhecimento das Requerentes, as distribuidoras locais já possuem operações próprias no Terminal de Itacoatiara em que realizam operações via cabotagem de produtos originados de outras regiões e até mesmo importados, conforme ilustrado no quadro abaixo: Tabela 07 - Recentes movimentações das distribuidoras concorrentes Distribuidora Itacoatiara (AM) Porto de Belém (PA) Vila do Conde (PA) Raízen Movimentou 40 mil m³ de diesel em fev/2022; Importou 30 mil m³ de diesel em abr/2022; Importou 30 mil m³ de diesel em maio/2022. Importou 11 mil m³ de diesel em maio/2022; e Importou 6 mil m³ de gasolina em maio/2022; - Vibra Importou 30 mil m³ de diesel em mar/2022 (importados em portos do Nordeste) Importou 5 mil m³ de diesel em maio/2022; e Importou 17 mil m³ de gasolina em maio/2022. - Ipiranga - Importou 2,5 mil m³ de diesel em maio/2022. Importou 30 mil m³ de diesel em maio/2022. Fonte:

Requerentes Ainda especificamente sobre o TUP REMAN, como detalhado nos parágrafos 34 ao 48 da Petição SEI nº 1042179 apresentado pelas Requerentes, diferentemente do Terminal de Itacoatiara, o TUP REMAN não foi construído como infraestrutura voltada a prestar serviços de movimentação e de armazenagem de combustíveis a terceiros potencialmente interessados em utilizar o terminal. O TUP REMAN foi concebido e é utilizado para atendimento das atividades da própria refinaria. Por essa razão, o TUP REMAN sequer possui capacidade de tancagem/armazenamento própria para o terminal, sendo que os volumes recebidos no TUP REMAN são direcionados aos tanques localizados na área da refinaria e utilizados exclusivamente na atividade de produção da refinaria. Desta forma, é inconteste que o TUP REMAN não dispõe de tancagem própria, nem para terceiros, e todo o volume de combustível recebido naquele terminal se destina a atender as necessidades específicas da atividade de refino. Portanto, há que se afastar o pleito de delimitação do mercado portuário como relevante para a Operação proposta. B.2. Inclusão de Importação na Dimensão Produto. Como esclarecimentos prefaciais, importante registrar que a adoção do termo “importação”, como feito nos recursos sob julgamento, foi inapropriada, na medida em que considera a aquisição de combustíveis de países estrangeiros como sinônimo das aquisições feitas em território nacional.

Não há qualquer delimitação nos autos do processo do montante efetivamente importado (ou seja, adquirido de países estrangeiros) do montante produzido internamente e enviado por refinarias localizadas nas mais diferentes regiões do Brasil. Assim, ante a inexistência de segregação, adotarei o vernáculo “importação” com a mesma significância adotada pelas Recorrentes, apesar de não refletir a verdade material em contexto. Sobre a inclusão da atividade de importação na dimensão produto do aludido mercado há controvérsias, eis que a Ipiranga e a ANP sugerem existir sobreposição entre a atividade de refino dos produtos diesel A e gasolina A pela REMAN e a atividade de importação de diesel A e gasolina A por empresa do Grupo Atem (Amazônia Energia S.A). A respeito de integração vertical entre as atividades de refino da REMAN e as atividades de distribuição de combustível pelo Grupo Atem, as Requerentes afirmam que (i) há ausência de nexo causal; (ii) trata-se de mera substituição de agente econômico na produção; (iii) clientes e distribuidores da Região Norte não dependem dos derivados da REMAN; (iv) no cenário nacional a REMAN apresenta parcela pequena da produção total; (v) existem alternativas viáveis para além da REMAN; (vi) há ausência de poder de mercado por parte do Grupo Atem; e (vii) ausência de incentivos e capacidade para promover o fechamento de mercado no tocante aos derivados produzidos pela REMAN e ao acesso aos ativos logísticos.

A Raízen sugere que seja incluída a importação na dimensão produto, considerando a sobreposição no mercado de fornecimento de gasolina A e diesel A. Na perspectiva da Terceira Interessada Recorrente, o Grupo Atem já deteria infraestrutura para recebimento de navios de grande porte em seu píer e, com a aquisição do TUP REMAN, controlaria toda a importação da Região Norte. As colocações feitas pela Recorrente se deram nos seguintes termos: “111. Conforme explicado acima, atualmente, a Petrobrás garante o suprimento da região Norte mesmo com a insuficiência da produção própria da REMAN, o que é feito mediante transporte de combustíveis de outras refinarias via cabotagem ou mesmo de importação e posterior fornecimento às distribuidoras. 112. [ACESSO RESTRITO AO CADE E À RAÍZEN] “119. Em um cenário pós-operação, em que a importação adquirirá enorme relevância como fonte de suprimento regional, e considerando que (i) tal importação só é economicamente competitiva se realizada por meio de navios de longo curso, como será demonstrado a seguir; e que (ii) há impossibilidades físicas e regulatórias de construção de uma infraestrutura portuária apta para tal, por parte da Raízen; resta evidente que o grupo Atem terá a capacidade (e os incentivos) para criar dificuldades aos seus concorrentes que atual na cadeia à jusante, como é o caso da Raízen.” Como reconhecido no traçado lógico apresentado pela Recorrente, a Atem e a REAM não realizam importações de combustíveis;

tal atividade é realizada pela Petrobrás. Não há indicações fáticas que amparem a perspectiva que a operação resultará em diminuição das importações feitas pela Petrobras para atender a Região Norte. Ao contrário, os contratos firmados entre a Petrobras e o Porto de Itacoatiara demonstram que tal atividade continuará a ser realizada e, diversamente do que sustenta a Apelante, há possibilidade de realização de investimentos para ampliar os píeres existentes para viabilizar a atracação de grandes navios (tal fato será demonstrado capítulos a frente). Em linha ao que apresentei acima, reforço o argumento trazido pelas Requerentes de que o TUP REMAN e o TUP Atem não foram estruturados como terminais logísticos (terminais para oferta de serviços logísticos ao mercado), não possuindo atualmente capacidade própria de armazenagem (tancagem) de combustíveis, tampouco possuem interligação dutoviária direta com as bases das distribuidoras instaladas em Manaus, sendo usado apenas cativamente para uso do próprio Grupo.

Sobre a Discussão a Respeito das Importações Realizadas pela Amazônia Energia – Benefícios Fiscais A Raízen informa que desde agosto de 2017 a Amazônia Energia, “empresa importadora de combustíveis do Grupo Atem”, se beneficia de liminar do Tribunal Regional Federal da 1ª Região que lhe garante isenção do PIS/COFINS na importação de combustíveis para comercialização na Zona Franca de Manaus e, com isso, o grupo econômico teria vantagens relevantes em relação aos seus competidores. Nas palavras da Recorrente: “230. Ainda assim, até então, poder-se-ia argumentar que o grupo Atem apenas se beneficia, de boa-fé, de desastrosa atuação do Judiciário. Mas há indícios que tal player potencializa em muito a já existente concorrência desleal ao descumprir a decisão”. “234. Ou seja, segundo a ANP, a Amazônia Energia (empresa integrante do grupo Atem), na vigência da liminar que dispensava o recolhimento de PIS/COFINS-Importação, importou centenas de milhões de litros de combustível, que superam até mesmo a capacidade de consumo dentro da ZFM”. Sobre o assunto, a Recorrente Raízen aduz ser equivocado desconsiderar as importações de diesel A e gasolina A da avaliação ante o argumento de que a importação desses combustíveis é feita pela Amazonas Energia (integrante do Grupo Atem) para uso cativo.

Para arrimar tal contraposição, a Raízen admite que seria aceitável tal interpretação “se ao menos para o fim de análise dos cenários, se a atividade de importação fosse então considerada um mercado à parte, distinto da produção, o que também não ocorreu na análise empreendida pela SG”[25] . Tal preocupação reside no fato que as “importações (i) têm grande e crescente importância para contestar a produção da REMAN e (ii) dependem do uso de infraestrutura escassa na região”. A Recorrente Ipiranga sustenta, de forma inédita no processo, que é inverídico o argumento consignado no parecer exarado pela Superintendência Geral, que existe um volume de combustíveis (gasolina A e diesel A) que é importado pela Amazônia Energia e é destinado para uso cativo do Grupo Atem. Para a Recorrente, a verdade é que a ANP apenas disse que a Atem não revende combustíveis importados para distribuidoras terceiras. E continua esclarecendo que: “64. Neste caso, pouco importa que a atuação da ATEM seja (alegadamente) cativa, cf. acolhido pela Superintendência Geral, pois a concorrência potencial da ATEM consubstanciada em sua infraestrutura em Manaus já é suficiente para exercer pressão competitiva e disciplinar preços da refinaria, pela capacidade de satisfazer demanda reprimida em caso de imposição de aumentos de preços na refinaria”. “67. E mais:

os aumentos de preços incidirão sobre todas as distribuidoras, com exceção da ATEM, que adquirirá da refinaria a preços de transferência e que ainda importa com creditação de PIS/COFINS (sem necessitar recorrer a fontes alternativas). Ou seja, da dinâmica upstream emerge discriminação de preços às distribuidoras (ATEM e não-integradas)”. Sobre as considerações feitas pelas Recorrentes a respeito das importações realizadas pela Amazônia Energia, estas esclarecem que essa é empresa do Grupo Atem responsável pelas importações de combustíveis, e ajuizou ação em agosto de 2017 requerendo o reconhecimento da inexigibilidade das contribuições PIS e COFINS na importação de produtos para fins de comercialização, industrialização ou consumo dentro da Zona Franca de Manaus, cumulado com pedido de repetição do indébito. Em 9/8/2017, foi deferida tutela de urgência para suspender a incidência das contribuições PIS e COFINS sobre os produtos importados pela Amazônia Energia oriundos de países signatários do GATT. Atualmente a suspensão da incidência das contribuições está mantida por decisão do Presidente do Superior Tribunal de Justiça. Esclareço que a Amazônia Energia S.A é integrante do Grupo Atem e foi adquirida no processo de desestatização das empresas de distribuição até então pertencentes à Eletrobrás. A empresa distribuidora de energia elétrica atua na Região Norte do país, inclusive na Zona Franca de Manaus. Não é, portanto, empresa de importação, como afirmado pela Raízen.

O art. 40 do Ato das Disposições Constituições Transitórias recepcionou na Constituição Federal de 1988 a disposição contida no Decreto-Lei nº 288/1967, de modo a confirmar o tratamento tributário diferenciado para as empresas localizadas na Zona Franca de Manaus. Deste modo, o texto constitucional alçou o Decreto-Lei nº 288/1967 para condição de Lei Complementar. Importante conhecer o texto do art. 1º do referido decreto: Art. 1º. A Zona Franca de Manaus é uma área de livre comércio de importação e exportação e de incentivos fiscais especiais, estabelecida com a finalidade de criar no interior da Amazônia um centro industrial, comercial e agropecuário dotado de condições econômicas que permitam seu desenvolvimento em face dos fatores locais e da grande distância, a que se encontram os centros consumidores de seus produtos. O art. 3º[26] do referido Decreto concede às empresas localizadas naquela região alguns benefícios fiscais, como a isenção de impostos de importação e sobre produtos industrializados. Para dar efetividade à proteção tributária constitucionalmente assegurada às empresas daquela região, o legislador nacional optou por estabelecer que as pessoas jurídicas submetidas à sistemática cumulativa fazem jus a crédito de PIS-Importação e COFINS –Importação decorrente da importação de mercadorias para Zona Franca de Manaus, destinadas ao seu consumo interno ou industrialização.

As mercadorias importadas pelas indústrias da região ingressam com suspensão das contribuições PIS-Importação e COFINS-Importação e tal suspensão é convertida em alíquota zero quando essas mercadorias são industrializadas dentro da ZFM. O crédito deve ser assegurado ainda que as mercadorias tenham ingressado sem a exigência desses tributos e independentemente de haver tributação na etapa subsequente. Esse entendimento tem sido aplicado em diversas decisões proferidas pela Justiça Federal do Amazonas e garante a ampliação dos benefícios tributários gozados pelas empresas que fazem parte da Zona Franca de Manaus. Pela compreensão simplória do que é o regime fiscal na ZFM, há que se refutar as alegações das Recorrentes. Em primeiro lugar, a decisão judicial que concedeu o pedido feito pela Amazônia Energia não representa “desastrosa atuação do Judiciário”. Ao contrário, dá eficácia às garantias constitucionalmente asseguradas. Em segundo lugar, não gera distorções concorrenciais em benefício do Grupo Atem, vez que tais benefícios fiscais são direitos de qualquer empresa situada na Zona Franca de Manaus. A propósito, concorrentes do Grupo Atem também obtiveram reconhecimento judicial para eximirem-se de parte da carga tributária incidente sobre as operações realizadas na ZFM, exatamente como ocorreu com a Amazônia Energia.

Foram beneficiadas por decisões judiciais as importadoras dos Grupos Raízen (Blueway Trading), Ipiranga (Ipiranga e Oil Trading), Equador Energia (Petro Energia), dentre outras. Ressalte-se que as Requerentes comprovaram que, replicando exatamente os mesmos termos da ação judicial proposta, foram concedidas decisões para suspender a exigibilidade da contribuição ao PIS e COFINS na importação de combustíveis para as proponentes e por suas filiais. O quadro abaixo reproduzido indica todas as concorrentes – inclusive as Recorrentes – que se encontram na mesma situação da Amazônia Energia S.A: Tabela 08 - Benefício fiscal usufruído pela Atem e demais concorrentes: EMPRESA PROCESSO PEDIDO (IMPORTAÇÃO/ VENDA INTERNA) SENTENÇA DATA DA SENTENÇA ATEM’s Distribuidora de Petróleo S.A. 1003957‐63.2019.4.01.3200 Importação e Venda Interna Foi concedida a segurança para afastar a tributação pelo PIS e COFINS sobre as operações de importação (direta ou por conta e ordem) de mercadorias para serem revendidas na Zona Franca de Manaus – ZFM ou de insumos utilizados no seu estabelecimento situado na ZFM.

24/05/2021 Petro Energia Indústria e Comércio (Equador Energia) 1003260 13.2017.4.01.3200 Importação Deferiu o pedido, determinando a suspensão da exigibilidade do crédito tributário referente à incidência das contribuições do PIS e da COFINS nas operações de importação de países signatários do GATT, nos termos do art.7°, inciso I, da Lei n.10.865/2004, desde que tais mercadorias e bens fossem destinados a consumo interno ou industrialização na Zona Franca de Manaus. 22/02/2018 Amazonas Fuel Comércio Atacadista de Combustíveis 1003571‐67.2018.4.01.3200 Importação Procedente, reconhecendo a não tributação pelo PIS e COFINS na Importação para a ZFM. 08/03/2019 Pioneiro Combustíveis 1001818‐41.2019.4.01.3200 Venda Interna Procedente 06/11/2019 Petróleo Brasileiro S.A. – Refinaria REMAN 1001527‐75.2018.4.01.3200 Venda Interna Improcedente 17/07/2018 Ipiranga Produtos de Petróleo e Oil Trading (Ipiranga) 1009642‐51.2019.4.01.3200 Importação Procedente, determinando o afastamento da incidência do PIS/CPFINS-importação no âmbito da ZFM de combustíveis derivados ou não de petróleo oriundos de países signatários do GATT e destinados à comercialização, industrialização ou consumo interno na área da ZFM.

14/01/2020 Blueway Trading Importação e Exportação (Raízen) 1021145‐85.2018.4.01.3400 Importação Improcedente 07/12/2018 Tutela Recursal nº 1035305‐33.2018.4.01.0000 Deferida tutela liminar, determinando a suspensão da exigibilidade da Contribuição ao PIS e da COFINS na importação de combustíveis pela REQUERENTE e suas filiais, destinados ao comércio, industrialização e consumo interno na área de abrangência da ZFM. Amazônia Energia Indústria e Comércio de Combustíveis 1009321‐66.2017.4.01.3200 Importação Processo não localizado em primeira instância (provavelmente segredo de justiça) N/A Agravo de Instrumento nº 1001640‐26.2018.4.01.0000 Deferida, determinado a suspenção da incidência do PIS-Importação e da COFINS-Importação sobre 70% (setenta por cento) dos valores correspondentes à comercialização de combustíveis importados de países signatários do GATT e destinados à Zona Franca de Manaus. Fonte: Requerentes Portanto, absolutamente descabida a alegação que a decisão judicial proferida em favor da Amazônia Energia S.A. tenha sido desastrosa, muito menos que tal reconhecimento judicial acarrete distorções concorrenciais passiveis de correção. Ademais, consigno que as Recorrentes não comprovaram as suas alegações, especialmente que o volume importado pela Amazônia Energia S.A. tenha sido revendido para terceiras ou repassado para outras empresas do Grupo Atem. Assim, absolutamente imprestável a insurgência examinada.

Por esse motivo, reitero o entendimento que não foi comprovado que o TUP REMAN e o TUP Atem são utilizados por quaisquer terceiros como terminais de importação para o recebimento de insumos via importação. Na verdade, a instrução feita demonstra que essas instalações são usadas cativamente; assim, entendo correta a decisão da Superintendência-Geral em excluir da definição de mercado relevante as operações portuárias. B.3. Mercados Relevantes Verticalmente Integrados Uma integração vertical ocorre quando empresas Requerentes desenvolvem atividades em diferentes elos de uma mesma cadeia de produção. Ao optar por atuar conjuntamente, essas empresas passam a ter potencial para criar eficiências substanciais em escala e em escopo, a partir da complementariedade de processos. Além disso, a integração pode reduzir custos de transação, gerar maior controle do insumo, reduzir ou eliminar a dupla margem. A análise realizada pela Superintendência-Geral sinalizou que há integração entre a produção de gasolina A e diesel A no elo upstream e o mercado de distribuição de gasolina C e diesel B no elo downstream, com risco de fechamento de mercado neste último, conforme apresentado pelas Terceiras Interessadas. A Raízen apresenta em seu recurso informações que o grupo Atem, no mercado de distribuição de combustíveis líquidos, sobretudo em Roraima e no Amazonas, teve um considerável aumento de market share ao longo dos anos de 2016 a 2020:

em Roraima, de um percentual de [ACESSO RESTRITO AO CADE E A RAIZEN] Já no Amazonas, de um percentual de [ACESSO RESTRITO AO CADE E A RAIZEN] Na análise empreendida tanto pela Raízen como pela Equador, a única opção de concorrência a essa integração vertical, seria a de importação direta, alternativa que também estaria sob o controle do Grupo Atem ao adquirir a REMAN. A análise de capacidade de fechamento de mercado pela Superintendência-Geral concluiu que o Grupo Atem: No cenário Pós-Operação, possui capacidade de fechamento de insumos no mercado de produção de gasolina A (elo upstream), resultante de participação de mercado ligeiramente superior a 30% na produção de gasolina A pela Reman para a Região Norte, com exceção de Tocantins. Não possui capacidade de fechamento de insumos no mercado de produção de diesel A (elo upstream), uma vez que a representatividade da Reman na produção de diesel A é inferior a 10%. No entanto, de modo conservador e em atenção às preocupações levantadas pelas terceiras interessadas e pela ANP, optou-se por incluir o mercado de produção de diesel A na análise de incentivos. Concluído esse estudo a respeito das capacidades, a Superintendência-Geral empreendeu a análise sobre incentivos ao fechamento de mercado e constatou que não há incentivos suficientes para que a integração vertical resultante da presente Operação gere fechamento de mercado, produzindo efeitos anticoncorrenciais no mercado à jusante.

Além de toda argumentação apresentada pela Superintendência-Geral, entendo que cabe complementar alguns pontos sobre a suposta dependência das distribuidoras e a estrutura da REMAN. Nos estudos realizados pela equipe do meu gabinete e as informações obtidas pelas audiências promovidas com as Terceiras Interessadas, pude constatar que há certa confusão acerca de definições e, consequentemente, nos números apresentados sobre: (i) importação; (ii) volume da produção da REMAN; e (iii) volume da produção vindo de outras regiões do país, por meio do sistema Petrobras, e distribuído pela REMAN. Tendo em vista essa imprecisão, entendo relevante esclarecer o que entendo por cada um desses conceitos. Primeiramente, importação é estritamente a parcela de combustível e insumos que vêm de fora do Brasil, adquiridos diretamente pelas distribuidoras. Em segundo lugar, o volume de produção da REMAN, sendo que por produção deve se entender como aquilo que é exclusivamente e efetivamente produzido pela REMAN, segundo dados fornecidos pela própria Petrobras (e que não foi refutado pelas Recorrentes), corresponde a aproximadamente 20% do suprimento da demanda da Região Norte. Por último, ainda que a Petrobras seja importante fornecedora de Gasolina A e Diesel A na Região Norte, parte substancial destes combustíveis são produzidos em outras refinarias do país e não na REMAN e os números são expressivos, conforme informado pela Petrobras:

Tabela 09 - Volumes totais fornecidos pela Petrobras para a Região Norte em 2020 Volumes fornecidos pela Petrobras na Região Norte (2020) Origem do Volume Gasolina A Diesel Volume (m³) % Volume (m³) % Fornecimento Petrobras via importação e outras refinarias 921.915 65% 3.583.087 90% Fornecimento Petrobras via produção da Reman 490.203 35% 416.818 10% Total fornecido pela Petrobras na Região Norte 1.412.118 100% 3.999.905 100% Tabela 10 -Volumes totais fornecidos pela Petrobras para a Região Norte em 2021 Volumes fornecidos pela Petrobras na Região Norte (2021) Origem do Volume Gasolina A Diesel Volume (m³) % Volume (m³) % Fornecimento Petrobras via importação e outras refinarias 1.013.815 62% 3.062.957 86,3% Fornecimento Petrobras via produção da Reman 625.350 38% 489.490 13,7% Total fornecido pela Petrobras na Região Norte 1.639.165 100% 3.552.447 100% Fonte: Requerentes Entendo, portanto, que as distribuidoras de combustíveis não são dependentes dos produtos produzidos pela REMAN, mas demonstram uma relevantíssima dependência conjuntural do sistema Petrobras o qual está sendo modificado pela execução do TCC para dar maior dinamicidade e competitividade ao mercado. Resta claro que essa dependência não guarda nexo com a Operação, sendo situação pré-existente, derivada do modelo de negócios que vigorou na Petrobras até hoje.

De toda forma, a Petrobras continuará a fornecer o combustível na região, se apresentando como concorrente atuante e vigorosa no mercado, trazendo insumos por meio outras refinarias e de importações[27] , seja por Manaus ou por outros terminais que já utiliza, tal qual o Belém (PA), Santarém (PA) e Itacoatiara (AM), sendo este o mais vantajoso, devido à proximidade com Manaus, conforme afirmado no parágrafo 15 e seguintes da Petição apresentada pelas Requerentes (SEI nº 1042179) Segundo a Petrobras, além dos derivados que chegam até Itacoatiara já serem ofertados nesse terminal pela Petrobras, todas as distribuidoras concorrentes da Atem já possuem capacidade de armazenamento e de movimentação contratados da Petrobras no Terminal de Itacoatiara, evidenciando que após a Operação a Petrobras continuará a atuar como ofertante nessa região, conforme demonstrado nos quadros abaixo:

Tabela 11 - Contratos de Carregamento Fluvial Distribuidoras (Gasolina A) Empresa Cedente Localização da Cedente (Terminal de Itacoatiara) Empresa Cessionária Processo Volume Gasolina A (m³) Petrobras Itacoatiara/AM Atem 48610.208671/2020-17 2.000 Petrobras Itacoatiara/AM Ipiranga 48610.217461/2021-09 23.000 Petrobras Itacoatiara/AM Petroleo Sabbá (Raízen) 48610.218915/2021-51 6.900 Petrobras Itacoatiara/AM Vibra Energia 48610.204563/2021-56 20.000 Petrobras Itacoatiara/AM Equador 48610.205521/2021-32 13.300 Petrobras Itacoatiara/AM Equador 48610.227176/2021-98 2.000 Petrobras Itacoatiara/AM Equador 48610.227175/2021-43 15.000 Petrobras Itacoatiara/AM FAN - Distribuidora de Petróleo Ltda. 48610.205265/2022-64 250 Distribuidora Equador de Produtos de Petróleo S/A Manaus/AM RZD Distribuidora de Derivados Petróleo Ltda. 48610.206158/2022-53 100 Fonte:

Requerentes Tabela 12 - Contratos de Carregamento Fluvial Distribuidoras (Diesel A) Empresa Cedente Localização da Cedente (Terminal de Itacoatiara) Empresa Cessionária Processo Volume Diesel (m³) Petrobras Itacoatiara/AM Atem 48610.208671/2020-17 11.500 Petrobras Itacoatiara/AM Ipiranga 48610.217461/2021-09 46.500 Petrobras Itacoatiara/AM Petroleo Sabbá (Raízen) 48610.218915/2021-51 39.500 Petrobras Itacoatiara/AM Vibra Energia 48610.204563/2021-56 53.170 Petrobras Itacoatiara/AM Equador 48610.205521/2021-32 52.700 Petrobras Itacoatiara/AM Equador 48610.227176/2021-98 7.000 Petrobras Itacoatiara/AM Equador 48610.227175/2021-43 41.000 Petrobras Itacoatiara/AM FAN - Distribuidora de Petróleo Ltda. 48610.205265/2022-64 275 Distribuidora Equador de Produtos de Petróleo S/A Manaus/AM RZD Distribuidora de Derivados Petróleo Ltda. 48610.206158/2022-53 600 Fonte: Requerentes Além da Petrobras, outros fornecedores, como a Acelen, também já ofertam produtos em Itacoatiara ao preço de mercado (PPI). Considerando que já existem opções de fornecimento alternativos à REMAN na Região Norte, fato que associado à insuficiência da produção própria da REMAN (que é o objeto da Operação), e ao fato de que a Petrobras continuará a concorrer com a REMAN no pós-Operação, concluo que não existem incentivos ao fechamento do mercado verticalmente integrado. B.4. Incentivos para Fechamento de Mercado.

De forma geral, tanto a Equador como a Raízen demonstram preocupações a respeito dos potenciais resultados negativos decorrentes da integração vertical entre a REMAN e o Grupo Atem, sobretudo quanto ao potencial fechamento decorrente da verticalização privada da cadeia produtiva de combustíveis. Mais especificamente, a Recorrente Equador sustenta que a operação acarretará prejuízos ao mercados decorrentes da integração vertical entre a REMAN e o Grupo Atem, dentre os quais: (i) potencial fechamento de mercado dentre os vários riscos severos e evidentes decorrentes da verticalização privada da cadeia produtiva de combustíveis; (ii) redirecionamento das vendas da REMAN, que hoje são destinadas ao abastecimento de distribuidoras concorrentes; e (iii) redução da produção da REMAN, sem perder a lucratividade e até aumentando os valores comercializados pela Atem. A Recorrente esquadrinha seu raciocínio com a seguinte narrativa: “a aquisição da REMAN por distribuidora de combustíveis em posição de destaque na Amazônia Ocidental representa o cenário mais improvável de promoção da livre concorrência e traz embutido o risco de criação de um monopólio regional privado, com a elevação de barreiras à entrada no mercado de refino de petróleo da região e com a elevação do risco de fechamento de mercado a concorrentes na distribuição de combustíveis líquidos”.

Em sua defesa, o Grupo Atem afirma que a Operação não tem condão de fechar o acesso das distribuidoras à infraestrutura de importação, bem como não concentra ou altera a infraestrutura disponível às distribuidoras para o recebimento de combustível na Região Norte, sobretudo que os TUPs das distribuidoras concorrentes já existem e dispõem de infraestrutura equivalente, compatível e mais eficiente às dimensões de seus tanques. As Requerentes alegam que, ainda que seja disponibilizada toda a infraestrutura da REAM, o maquinário destas não comporta o recebimento de navios de grande porte (importação). Para responder aos questionamentos formulados nesse tópico, entendo que as elucidações registradas no item anterior (Integração dos Mercados Relevantes Verticalmente Integrados) respondem e endereçam suficientemente bem meu entendimento de que não há incentivos para o fechamento de mercado, tendo em vista que as distribuidoras não são dependentes da REMAN e porque hoje grande parte do combustível comercializado na região já é adquirido por outros canais. Ainda, os elementos contidos nos autos demonstram que não é provável que o Grupo Atem redirecione as vendas que hoje são destinadas às distribuidoras concorrentes, porque sequer o próprio Grupo é capaz de absorver a produção da Refinaria.

Não há justificativa econômica para o redirecionamento imaginado, vez que as concorrentes são responsáveis pela venda de maior parte dos combustíveis comercializados na Região Norte, sendo a ATEM pequena concorrente nesse mercado. Há que se relembrar que não existe a possibilidade de redução da produção da refinaria sem grandes prejuízos econômicos[28] e não existe infraestrutura suficiente para armazenar o combustível lá produzido. Por fim, como será esclarecido nesse voto, não há substituição de monopolista regional, eis que a Operação resulta no surgimento de um novo competidor para a Petrobrás, que continuará a distribuir combustíveis na Região Norte do país. C. Sobre a Infraestrutura, Investimentos e Itacoatiara. A refinaria está interligada por dutos externos, que a conectam a cinco distribuidoras de combustíveis líquidos (Equador, Raízen, Vibra, Ipiranga e Atem) e a duas distribuidoras de GLP da região (Fogás e Amazongás), e por dutos internos de interligação com seu terminal de uso privativo (TUP REMAN). Os [ACESSO RESTRITO AO CADE E A REAM] Os dutos internos, por sua vez, interligam a refinaria ao TUP REMAN, de propriedade da Petrobras, que é atualmente operado pela Transpetro, e também integra a operação.

Conforme as Requerentes, o TUP REMAN é essencialmente utilizado de forma instrumental para viabilizar as atividades da própria refinaria, tendo sido projetado para tal, uma vez que a produção da refinaria depende do recebimento de óleo cru e de derivados/insumos advindos essencialmente de outras refinarias da Petrobras, por cabotagem. Diante da lógica inerente que só existe infraestrutura na medida da necessidade, não foram construídos tanques de armazenagem de combustíveis no TUP REMAN. A Raízen aduz que, apesar do interesse, não é viável a construção de um píer que possibilite a atracação de navios de longo curso nas instalações portuárias detidas em Manaus, em decorrência de limitações físicas e questões de segurança e operacionais reguladas por regras previstas na NORMAM – Normas da Autoridade Marítima nº11/DPC. Segundo a empresa, a expansão na Região Norte, por particularidades da localidade, não é possível de ser realizada, ao menos não em curto prazo, além de não haver alternativas à Manaus que sejam realizáveis e/ou economicamente viáveis. No entanto, em sentido diametralmente oposto ao que fora alegado pela Recorrente, em Resposta Ofício (SEI nº 1002255), a Vibra Energia, de fato, informa que está realizando investimentos na área portuária afetada pela Operação[29] .

Comunica que está realizando tais investimentos porque os terminais aquaviários de Belém-PA, de Santarém e Itaituba, no estado Pará, e de outros na Região Nordeste (Suape, São Luís e Fortaleza), não representam opções viáveis suficientes no curto prazo para o atendimento da demanda da Região Norte. Sobre Itacoatiara e Outras Infraestruturas das Concorrentes A possibilidade de construção de infraestrutura portuária na região é ratificada pela própria existência do Terminal de Itacoatiara. Foram divulgadas no sítio eletrônico do Grupo DislubEquador[30] informações sobre a construção de “megaestrutura” no Porto de Itacoatiara. No vídeo institucional de apresentação do Terminal[31] , dão a conhecer que a construção da infraestrutura “viabiliza e transforma a Região Norte como um dos principais polos de abastecimento de combustível” (minuto 1:13). Além disso, o GrupoDislub confirma que a utilização das instalações portuárias permite realizar abastecimento em Itacoatiara, Santarém, Porto Velho e Manaus – “Com entrada dos navios na foz do Rio Amazonas e destino para descarga em Itacoatiara, a distribuição parte até Santarém e Porto Velho, bem como a Manaus e de lá para toda região” (minuto 6:00). O Terminal de Itacoatiara possui capacidade para receber todos os tipos de barcaças e navios de maior calado, além de oferecer tancagem adicional para qualquer terceiro interessados.

Em termos logísticos, esse terminal fica a apenas 265 km de Manaus pela rodovia AM-010, além de contar com acesso hidroviário para as bases secundárias de Manaus/AM e de Porto Velho/RO. O atendimento da base de Porto Velho/RO via Rio Madeira, a partir de Itacoatiara/AM, pode ser feito em 5 dias a menos do que a partir de Manaus, conforme ilustrado abaixo. Imagem 01 - Percurso entre Terminal de Itacoatiara e Porto Velho/RO Tal como reconhecido pela própria Equador Energia em seu site e vídeo institucional, a decisão de construir o Terminal em Itacoatiara foi motivada pela localização estratégica desse município, que está localizado antes do ponto de restrição de calado do Rio Amazonas. A Recorrente Equador, na condição de investidora em Itacoatiara, reconhece que esse terminal permite o abastecimento de combustível para toda a Região Norte, a preços mais competitivos do que o abastecimento realizado através de outros pontos primários (como Manaus). Em Itacoatiara/AM, as embarcações trafegam com a capacidade máxima de carga, independentemente das condições do rio. São os esclarecimentos prestados pela Equador: “Na rota atual, entre o litoral até Manaus e Manaus até Rondônia, as embarcações têm que lidar com o grave problema dos calados (...). Para evitar esse problema, as embarcações muitas vezes têm que navegar com 40% de sua capacidade de carga durante o período da seca, o que encarece de sobremaneira os fretes, cujo déficit se vê acoplado ao preço final do produto.

Quem perde não são apenas as distribuidoras e os postos, mas principalmente os consumidores finais. Isto então causa um efeito dominó, aumentando o preço do combustível, levando as redes de abastecimento a um sistema inflacionado que afeta diretamente a economia”[32] (grifos nossos) Comparativamente, a Região de Manaus padece de limitações topográficas no leito do rio, situação que encarece o frete (como reconhecido pelos gestores de Itacoatiara), já que, durante os períodos de seca, os navios de grande porte têm que operar com apenas 40% de sua capacidade de carga. Outro fator que torna o abastecimento primário por Manaus/AM mais custoso do que por Itacoatiara/AM é o fato de Manaus/AM estar localizada em Zona de Praticagem distinta de Itacoatiara/AM. O município de Manaus está localizado na Zona de Praticagem 2 que, devido às condições específicas da região, envolve maiores tarifas, gerando sobrecusto no frete, conforme ilustrado na figura abaixo: Imagem 02 – Zonas de Praticagem Fonte: Requerentes Como visto acima, a viabilidade de abastecimento da Região Norte (incluindo Manaus/AM e Porto Velho/RO.) por Itacoatiara/AM foi narrada pela própria Equador, em seu vídeo institucional para divulgar a inauguração do terminal.

Nesse vídeo – e em postura oposta ao que tem feito perante o CADE nestes autos –, a Equador explica didaticamente que o processo de abastecimento da Região Norte se inicia pela Foz do Rio Amazonas (entre Pará e Manaus/AM), onde se dá a entrada de navios com destino para descarga em Itacoatiara. A partir de Itacoatiara, segundo a Equador, “a distribuição parte até Santarém e Porto Velho, bem como a Manaus e, de lá, para toda a Região”. A rota descrita pela Equador (no vídeo, mas omitida nestes autos) é exatamente a mesma defendida pelas Requerentes na Operação, demonstrando a integração de toda a Região Norte por meio do corredor logístico amazônico. De fato, atualmente, a movimentação de carga no Terminal de Itacoatiara é equivalente à do TUP REMAN, que já representa custos menores para suprir, por exemplo, Porto Velho/RO; e custos equivalentes aos de Manaus para suprir bases secundárias das distribuidoras localizadas em Manaus, indicando que há movimentações para construção de infraestrutura na região e que estas exercem pressão competitiva em toda a região. Tabela 12 - Entrada de Produtos - TUP REMAN versus TUP Itacoatiara (m³) – 2021 Fonte:

Requerentes - Elaboração interna com base nas tabelas da Transpetro e site do TFB Destaca-se ainda que a Petrobras atende diretamente as distribuidoras Equador, Ipiranga, Raízen/Sabbá e Vibra no Terminal de Itacoatiara, conforme dados sobre a movimentação realizada no Terminal de Itacoatiara em 2021, ilustrados nas tabelas acima reproduzidas. Isso reforça a sinalização que a Petrobras continuará a ser força competitiva da Região Norte após a Operação, já que permanecerá atuando mediante o fornecimento de insumos via cabotagem (originados de outras refinarias ou importados), tal como é feito atualmente. Além disso – e como restou incontroverso nos autos-, as distribuidoras locais já possuem operações próprias no Terminal de Itacoatiara (via cabotagem de produtos originados de outras regiões ou importados). Exemplo da competitividade do Terminal de Itacoatiara é a recente (janeiro/22) oferta de gasolina e diesel originados da Refinaria de Mataripe (Acelen) nesse terminal, o que demonstra, na prática, que os produtos originados de outras refinarias (como a Acelen) podem - e estão sendo - cabotados de forma competitiva por meio desta opção de suprimento, conforme ilustrado no quadro abaixo:

Tabela 13 - Preços às Distribuidoras | Acelen - Energia para acelerar Fornecedor Local Modalidade de Venda Preço de Diesel S10 – 22/01/2022 (R$/L) Acelen Itacoatiara LTM 3,75 Fornecedor Local Modalidade de Venda Preço de Diesel S500 – 22/01/2022 (R$/L) Acelen Itacoatiara LTM 3,62 Fornecedor Local Modalidade de Venda Preço de Gasolina A – 22/01/2022 (R$/L) Acelen Itacoatiara LTM 3,32 Fonte: Acelen Portanto, é possível comprovar que as concorrentes estão realizando investimentos significativos em infraestrutura na Região Norte, criando opções logísticas para além do Porto Manaus, ao criar/melhorar instalações portuárias em Santarém, Porto Velho, e já estão competindo fortemente com as Requerentes. Tal constatação demonstra que os investimentos realizados em infraestrutura portuária em localidades diferentes de Manaus decorrem apenas e tão somente de opção mercadológica das concorrentes, fato esse que não pode ser ignorado por esse Conselho no julgamento da Operação sob exame. Ademais, a informação apresentada pelas Requerentes revalida a conclusão sobre a viabilidade técnica e econômica para realizar investimentos em infraestrutura na região afetada pela Operação. Foi comprovado que a construção do TUP Atem teve início em meados de 2016, levando apenas 13 (treze) meses para a obra ser concluída – fato que difere da estimativa de tempo prevista pela Recorrente Raízen.

O aporte financeiro demandado pela obra foi de aproximadamente R$58 milhões à época (equivalente a R$ 70 milhões em valores atualizados), o que não se mostra exorbitante para o retorno pretendido. Destaco, também, que até o momento em que a refinaria foi colocada à venda, não foi feita nenhuma manifestação/solicitação de acesso às instalações do TUP REMAN ou ao TUP Atem. A única tentativa de acesso às instalações foi realizada após a determinação de venda da Refinaria. Em 15/05/2020, a Sabbá Petróleo encaminhou ofícios para a Petrobras e para a Transpetro, solicitando acesso às instalações do TUP REMAN, operado pela Transpetro. Os ofícios foram recebidos em 19/05/2020, dando ensejo a formação dos Processos nº 48610.207699/2020-37 e 48610.221849/2021-04. Para subsidiar a análise do pedido, a Transpetro solicitou da Sabbá informações técnicas sobre o pedido de interligação entre as instalações da Requerente e da Requerida. Tais informações (acompanhadas dos documentos técnicos pertinentes) foram encaminhadas em 17/09/2020. Em 18/11/2020 a Petrobrás questionou a Solicitante se o pedido poderia ser levado a conhecimento da REMAN, por ter sido arrematante da infraestrutura alienada. Deferida tal solicitação (04/12/2020), em 28/01/2021 a Petrobrás informou que o relatório estava em fase de ajustes e pendente de aprovação dos Gerentes Executivos. Após um período sem respostas, em 25/10/2021 a Sabbá enviou novo ofício, agora requerendo acessos ao Terminal Aquaviário de Manaus.

Em 21/12/2021 a ANP encaminhou à Solicitante Ofício nº 132 através do qual informou que a Petrobrás solicitará à Agência postergação da decisão acerca do pedido, já que caberia ao novo proprietário das instalações avaliar a viabilidade da interligação reclamada. Consta no Ofício nº 132 informações que demonstram que, apesar de existir um lapso temporal entre o pedido formulado pela Sabbá e a [inexistência] de resposta, estavam em curso, efetivamente, as diligências necessárias para responder se possível a interconexão solicitada. No referido documento a Agência reconhece o acerto da manifestação da Petrobras em delegar ao novo proprietário das instalações a decisão sobre o pedido de acesso à infraestrutura. Tais são os excertos do mencionado ofício: “5. Após essa breve explicação, a Petrobras informou que desde o recebimento do Pleito vem realizando as análises pertinentes e interagindo com a Sabbá, com o objetivo de levantar as informações necessárias ao entendimento dos aspectos técnicos. No entanto, a empresa argumenta que, neste caso específico, a análise do pleito não pode fiar restrita aos aspectos técnicos relacionados à interligação previstos no arcabouço legal e à expectativa de movimentação atual do terminal, uma vez que, a partir do fechamento da transação de venda, o comprador da REMAN não terá necessariamente o mesmo padrão de utilização da Petrobras no referido terminal. 7.

Sendo assim, quanto a solicitação de manifestação da Agência e no sentido de orientar sobre a possibilidade de postergação da decisão, a ANP entende que as empresas estão em processo de tratativas e informa que a Agência, tal qual disposto na Lei n. 9.478, art. 20, está à disposição para realizar a conciliação ou o arbitramento da questão. 8. Portanto, aguardamos a manifestação da V.Sa. quanto ao prosseguimento do pleito”[33] . Apesar de a Solicitante Sabbá alegar que “nunca obteve um retorno efetivo acerca do pleito de acesso ao TUP REMAN, realizado inicialmente em maio de 2020, ou seja, há quase mais de 2 (dois) anos”, entendo que, na verdade, o silêncio da Solicitante resultou na inviabilização e ultimação do processo. A resposta acima transcrita foi encaminhada em 21/12/2021 e, desde então, quedou-se inerte a Solicitante a respeito da necessidade de conciliação/mediação da ANP sobre o pedido de postergação da resposta sobre o acesso às instalações da REMAN. Não houve, até o momento, negativa do requerimento, eis que acertadamente a Petrobras, a Transpetro e a própria ANP entendem que o Grupo Atem, adquirente da infraestrutura reclamada, seria o único competente para atender à solicitação. Ante a inércia da Solicitante em dar continuidade ao procedimento de requerimento do acesso à infraestrutura da REMAN, entendo que não houve recusa. C.1.

Sobre a Resolução ANP nº 881/2022 Para além da comprovação de desinteresse das Recorrentes em obter acesso às instalações portuárias envolvidas na Operação, entendo que é suficiente a regulação da ANP sobre acesso das infraestruturas, normativo que comprova a obrigatoriedade de concessão de acesso, mediante cumprimento dos requisitos previstos na Resolução ANP nº 881/2022 (artigos 3, 4 e 19) e na própria Lei do Petróleo: Art. 3º Os operadores atenderão, de forma não discriminatória, terceiros interessados nos serviços de movimentação de produtos pelo terminal, considerando as disponibilidades e as condições gerais de serviço do terminal. (Redação dada pela Portaria ANP nº 10/2002) Parágrafo único. Presumem-se discriminatórias as contratações, em um mesmo Terminal, com um único Carregador, que impliquem em utilização superior a 50% (cinquenta por cento) da capacidade de armazenagem deste Terminal. Art. 4º Os titulares de terminais deverão permitir a conexão dutoviária destes com outras instalações de propriedade de terceiros, respeitadas as normas de segurança e as condições operacionais adotadas pelos operadores. (Redação dada pela Portaria ANP nº10/2002) Art. 19. A ANP deliberará sobre quaisquer dúvidas ou controvérsias surgidas em relação ao disposto na presente Portaria, e trazidas à consideração da Agência por Operadores, Carregadores ou Terceiros Interessados.

Tabela 14 – Aplicabilidade da Resolução ANP 881/2022 TUPs APLICABILIDADE DA RESOLUÇÃO ANP nº 881/2022 PRINCIPAIS REQUISITOS NO CASO DE DISCORDÂNCIA/NEGATIVA DE ACESSO TUP Reman Existência de capacidade de movimentação ociosa ou disponível + Existência de interconexão dutoviária (já que o TUP não possui tancagem própria) Arbitramento/conciliação pela ANP TUP Atem Existência de capacidade de movimentação ociosa ou disponível + Existência de interconexão dutoviária (já que o TUP não possui tancagem própria) Arbitramento/conciliação pela ANP Lei do Petróleo (Lei nº 9.478/1997, art. 58, §§ 1 e 2) Art. 58. Será facultado a qualquer interessado o uso dos dutos de transporte e dos terminais marítimos existentes ou a serem construídos, mediante remuneração ao titular das instalações ou da capacidade de movimentação de gás natural, nos termos da lei e da regulamentação aplicável. (Redação dada pela Lei nº 14.134, de 2021) § 1º A ANP fixará o valor e a forma de pagamento da remuneração da instalação com base em critérios previamente estabelecidos, caso não haja acordo entre as partes, cabendo-lhe também verificar se o valor acordado é compatível com o mercado. § 2º A ANP regulará a preferência a ser atribuída ao proprietário das instalações para movimentação de seus próprios produtos, com o objetivo de promover a máxima utilização da capacidade de transporte pelos meios disponíveis.

Sobre os normativos existentes e a realidade posta, entendo que o acesso ao TUP REMAN já é garantido pela Resolução nº 881 da ANP, regramento que estabelece as condições para garantir o acesso não discriminatório ao terminal para movimentação de produtos (sem incluir a armazenagem desses produtos diante da inexistência de tancagem no TUP REMAN). No mesmo sentido, o art. 29 da Resolução nº 881 da ANP impõe ao operador do TUP REMAN permitir a conexão dutoviária do TUP REMAN com instalações de terceiros interessados. O art. 3º da Resolução nº 881 da ANP prevê que o “operador deve prestar serviços de movimentação e de armazenagem de produto regulado, permitindo a qualquer interessado o acesso ao terminal, mediante remuneração, em condições não discriminatórias entre os diversos carregadores, inclusive o carregador proprietário”. Por sua vez, o art. 29 da referida Resolução ANP garante o direito de terceiros pleitearem a conexão dutoviária em questão, dispondo que “o operador fica obrigado a permitir a conexão dutoviária do terminal com instalações de terceiros interessados”. Considerando que o TUP REMAN não dispõe de infraestrutura de tancagem, caso outros operadores venham a pleitear acesso ao terminal, esses eventuais solicitantes necessitam escoar/descarregar seus produtos diretamente para suas próprias bases localizadas ao redor do TUP. Isso pode ser feito, por exemplo, por meio de conexão dutoviária, conforme previsto pelo art. 29 e seguintes da Resolução ANP nº 881/2022.

Outra alternativa possível é a utilização do TUP REMAN para operações de transbordo ou operações ship-to-ship atracadas no terminal. Essa modalidade de transferência é aquela na qual o terminal serve para atracar navios de grande porte e, depois, se faz a transferência dos volumes transportados diretamente para outras embarcações, desde que haja capacidade de movimentação ociosa ou disponível para utilizar o terminal. Portanto, o fato de o TUP REMAN não possuir tancagem própria não o excluí das obrigações estipuladas pela Resolução ANP nº 881/2022; apenas faz com que não seja viável a prestação de serviços de armazenagem de produtos nesse terminal. Neste contexto, conforme exposto acima, a prestação de serviços de movimentação de produtos pelo TUP REMAN será realizada por uma rota pré-existente de descarregamento desses produtos pelos terceiros que contratem os referidos serviços de movimentação (por exemplo, via conexão dutoviária ou operações de transbordo). Desta forma, entendo que o investimento em infraestrutura para o abastecimento da região norte é possível e vem sendo feito pelas empresas, só que em localidades diversas do Porto de Manaus.

Além disso, já existe regulação da ANP que coíbe a discriminação no uso de serviços de movimentação de produtos pelos terminais e, em caso de controvérsia ou eventuais discussões sobre a permissibilidade ou quaisquer barreiras impostas pelos Terminais, devem ser levadas para discussão e avaliação da Agência do Setor, conforme Resolução ANP nº 881/2022. Assim, vez que se trata de setor regulado e que a questão do acesso à infraestrutura já é definida e gerenciada pela ANP, como bem reconhecido pelas Requerentes no Formulário de Notificação[34] , não entendo necessário exigir que o CADE imponha determinações sobre o acesso a infraestrutura a ser franqueado às Recorrentes, como sugerido pelas Apelantes, vez que tal ingerência resvala em questões situadas fora do escopo do antitruste e ultrapassa a competência de outras agências. C.2. Possibilidade de Utilização de Outros Terminais. Em sede recursal, as Terceiras Interessadas refutam a constatação da Superintendência-Geral de que: “há alternativas viáveis do ponto de vista logístico para que as distribuidoras de combustível Ipiranga, Raízen, Equador e Vibra, atendam às suas bases nos estados do Pará, Rondônia e Acre por meio de terminais alternativos como os de Itacoatiara (AM) e Belém (PA)”; Porque:

(i) seria economicamente inviável utilizar outros portos para importação de combustíveis, com posterior transporte via barcaças até Manaus, ou mesmo utilizar mecanismos de transporte marítimo ship-to-ship, pois todas as operações envolveriam custos adicionais que tornariam a sua utilização antieconômica se comparadas com o acesso ao TUP REMAN; (ii) para utilizar outros portos seria imprescindível a contratação de duplo frete: aquele para importação do produto (navio de longo curso); e o transporte fluvial/cabotagem (barcaça) para transportar o produto do terminal intermediário ao terminal portuário de Manaus; (iii) a utilização de terminal intermediário para transporte pode demandar a realização de investimentos e envolve, “inevitavelmente, custos operacionais para o descarregamento dos navios, armazenagem e expedição do produto para posterior transporte ao terminal do destino (Manaus)”; (iv) a utilização dos outros portos demandaria a contratação de frete rodoviário que “além de inseguro, tem logística muito mais complexa e custosa”; e (iv) a REMAN e a Região Norte estão isoladas das demais refinarias que não gerariam sequer concorrência potencial ou pressão competitiva.

A Recorrente Equador aduz que as refinarias instaladas na Região Nordeste não são alternativas economicamente viáveis para abastecer a Região Norte porque o Nordeste é “deficitário na produção de derivados de petróleo e já recorre a fontes alternativas (como as refinarias instaladas no Sudeste) para abastecer a sua própria região” (§ 39 - Equador). A Recorrente Vibra Energia em Resposta Ofício[35] , por outro lado, indicou que o cenário pós-Operação “pode ter ponto positivo para o mercado de refino, diante de um teórico acirramento da concorrência direta com a oferta de produtos em Itacoatiara pela Petrobras, bem como outros polos adjacentes (Belém, Santarém e Paulínia/Mato Grosso)”, além de atestar que já existem meios alternativos de aquisição de produtos de outras refinarias, seja por meio de cabotagem ou de transbordos “ship to barge”, utilizando algum TUP existente [ACESSO RESTRITO AO CADE E A VIBRA ENERGIA] (como o da REMAN, Itacoatiara ou ATEM's). Conforme consta em tabela disponibilizada no site da ANP[36] que foi acostada aos autos, a Raízen, a Vibra e a Ipiranga já movimentam significativo volume de combustíveis em outros terminais da Região Norte, inclusive Itacoatiara, conforme demonstrado capítulos acima. Assim, com base nessas constatações e nos dados apresentados (os quais não foram refutados), entendo que não somente há possibilidade de uso outros portos, bem como estes já são utilizados.

Para arrimar minha conclusão, reproduzo tabela que comprova que o volume produzido pela refinaria é insuficiente para abastecer a região e que grande parte da demanda é suprida via cabotagem: [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] Fonte: Requerentes Como demonstrado pelas Requerentes, é viável receber combustíveis de outras refinarias brasileiras, tanto da perspectiva logística como econômica, na Região Norte, o que já é inclusive a realidade dessa região. Na perspectiva logística, as Requerentes demonstraram que (i) as distribuidoras podem fazer uso de suas próprias estruturas no cenário hipotético de inviabilidade de aquisição de insumos via REMAN; e (ii) as estruturas já existentes de distribuidora têm capacidade de movimentação de combustíveis muito superior à própria demanda estimada de Manaus (considerando as vazões médias das bases de cada distribuidora em Manaus). Com relação ao primeiro ponto, as Requerentes demonstraram que os TUPs das distribuidoras concorrentes já existem e dispõem de infraestrutura adequada para o recebimento de combustíveis em Manaus/AM, sem dependerem da aquisição de nenhum volume originado da REMAN nem tampouco dependem da utilização das instalações do TUP REMAN. Nesse sentido, o Parecer EDAP destaca a existência de: [ACESSO RESTRITO AO CADE AS REQUERENTES] (vide página 10 do Parecer EDAP)[37] . As estruturas já existentes em Manaus são ilustradas abaixo:

Imagem 03 - Estrutura das distribuidoras em Manaus/AM Conforme consta em tabela disponibilizada no site da ANP[38] , Raízen, Vibra e Ipiranga já movimentam combustíveis em outros terminais da Região Norte, inclusive Itacoatiara, conforme Tabela 07 anteriormente mencionada. Com relação ao segundo ponto, considerando as vazões médias das bases de cada distribuidora em Manaus, as distribuidoras possuem atualmente capacidade de movimentação já instalada da ordem de 147 balsas por mês. Tabela 16 -Potencial de movimentação pelas distribuidoras Raízen, Ipiranga, Equador e Vibra nas estruturas de Manaus Com isso, a infraestrutura das distribuidoras concorrentes já é capaz de movimentar 147 balsas/barcaças por mês, que corresponde a um volume muito superior à demanda de óleo diesel A e gasolina A de todas as distribuidoras na região de Manaus (de cerca de 36 balsas/barcaças por mês), o que evidencia a viabilidade logística de abastecimento direto das bases das distribuidoras em Manaus sem a utilização da refinaria ou do TUP REMAN. Além disso, a demanda estimada de óleo diesel A e gasolina A de todas as distribuidoras na região de Manaus (de cerca de 36 balsas/barcaças por mês) corresponde a apenas 24% da capacidade mensal de movimentação das concorrentes em Manaus (de 147 balsas/barcaças por mês). Sobre Itacoatiara. Viabilidade Econômica e Logística. As Requerentes também demonstraram a viabilidade econômica do suprimento alternativo em Manaus (vide Parecer EDAP, “Seção 1.

Custos Comparativos de Importação de Derivados” e parágrafos 104 e seguintes da Petição SEI nº 1042179) mediante o fornecimento em 2 etapas (importação até os Terminais de Itacoatiara, Santarém ou Belém + barcaça até das bases das distribuidoras em Manaus), como alternativa ao fornecimento em 1 etapa (importação direta até o TUP REMAN em Manaus). Essas rotas são novamente ilustradas abaixo para facilitar a demonstração de sua viabilidade econômica: As Requerentes comprovaram nos autos a viabilidade econômica desse suprimento alternativo em Manaus (sem a utilização do TUP REMAN), que envolve a importação até os Terminais de Itacoatiara, Santarém ou Belém + barcaça até as bases das distribuidoras em Manaus: São praticamente idênticos os custos comparativos incorridos: mesma distância (até Manaus) percorrida em “1 etapa” (navio de grande porte diretamente até o Tup Reman em Manaus) ou “2 etapas” (navio de grande porte até Itacoatiara ou Santarém + barcaça até as bases das distribuidoras em Manaus, sem utilizar o TUP REMAN). A diferença nesse fornecimento alternativo é mínima, evidenciando a sua competitividade da perspectiva econômica, tal como detalhado nos parágrafos 104 e seguintes da Petição SEI nº 1042179apresentada pelas Requerentes. Esses dados são corroborados por dados públicos da própria Petrobras.

Nesse sentido, conforme se verifica da tabela abaixo, os preços praticados pela Petrobras em Itacoatiara são muito próximos aos preços de Manaus (sendo, inclusive, levemente inferiores), o que evidencia que eventuais custos incorridos para levar o produto até Manaus estão longe de ser impraticáveis ou proibitivos como erroneamente afirmam as terceiras: Tabela 17 - Preços Gasolina A (2021) Tabela 18 - Preços Diesel S500 (2021) As tabelas acima apresentam dados que comprovam que a diferença do preço de gasolina praticado pela Petrobras em Itacoatiara e Manaus foi de menos de R$0,04 por litro (R$ 36,00 por m³). Para o diesel essa diferença foi de aproximadamente R$0,03 por litro (R$ 29,50 por m³). Em ambos os casos, frise-se, o preço de Itacoatiara é o mais baixo. Diante disso, não há dúvida de que é e continuará sendo economicamente viável – se, por hipótese, vier a ser necessário – o atendimento das distribuidoras localizadas em Manaus a partir de outros terminais da Região Norte, especialmente Itacoatiara/AM, Santarém/AM e região de Belém/PA (incluindo Vila do Conde).

Reforço, ainda, que para além de ser possível a utilização de outros terminais, caso qualquer empresa entenda que cumpra os requisitos legais para acesso à infraestrutura dos terminais (Resolução ANP nº 881/2022 ou Lei do Petróleo, por exemplo) e houver a recusa indevida, já se está devidamente amparado pela regulação que assegura tanto o acesso como determina o procedimento legal para requisitar o exercício desse direito. Assim, com base nessas alegações e nesses dados, entendo que não somente há possibilidade de uso de outros portos, como estes já são utilizados, sobretudo considerando que a REMAN por si só não produz o suficiente para abastecer a região. C.3. Sobre a Classificação da Infraestrutura como Essential Facility A Raízen sustenta que a infraestrutura da REMAN é essential facility e, por essa razão, este CADE deveria impor que as Requerentes concedam acesso às instalações sempre que solicitado. Em Resposta Ofício, a própria Recorrente reconhece que a REMAN não é capaz de suprir a demanda de combustíveis do mercado regional e, por esse motivo, a “Petrobrás garante o suprimento da região Norte (...) o que é feito mediante transporte de combustíveis de outras refinarias via cabotagem ou mesmo de importação e posterior fornecimento às distribuidoras.” [39] .

(SEI nº 1002508) No recurso apresentado pela Equador, também se afirma que a Amazônia Ocidental é dependente dos insumos da REMAN em razão da ausência de alternativas economicamente viáveis para suprir as distribuidoras e que esse monopólio persistirá, vez que não há qualquer perspectiva de investimento para construção de novas refinarias na região. A Vibra Energia, em Resposta Ofício[40] , quando indagada sobre alternativas viáveis em adquirir gasolina e/ou óleo diesel de outro fornecedor que não a REMAN, respondeu que [ACESSO RESTRITO AO CADE E A VIBRA ENERGIA] , indicando que haveria alternativas à REAM. Pelos mesmos motivos expostos anteriormente no mercado de GLP, entendo que a infraestrutura da REMAN não se classifica como uma essential facility tendo em vista que (i) as próprias Recorrentes reconhecem que é possível a competição no mercado sem o seu acesso; e (ii) existem alternativas ao recebimento de combustíveis pelas concorrentes, sendo a não permissão de acesso mera perda econômica. A meu ver, portanto, não restou demonstrado que a infraestrutura da REMAN se faz essencial para a oferta de combustível naquela região. D. Importações e Aquisições de Combustíveis de Outras Regiões do País: As Recorrentes apresentam outro fator de preocupação com os efeitos da Operação.

Afirmam que no cenário posterior ao fechamento da operação a REAM terá incentivos muito diferentes daqueles que impulsionam a Petrobras, de modo que “restará apenas a importação como alternativa economicamente viável” e, desse modo, haverá ainda mais dependência dos terminais da REMAN. Eis os esclarecimentos prestados no parecer econômico do Sr. Marcos Lima: “No que se refere às importações, a REMAN e a Atem operam os 4 terminais portuários aptos para recebimento de combustíveis importados no Porto de Manaus. Além disso, na área da Bacia Amazônica há apenas mais um terminal, operado pela TFB/Equador no Porto de Itacoatiara. Com isso, a REMAN e a Atem dominam completamente a infraestrutura essencial para a importação de combustíveis no Porto de Manaus e quase toda a infraestrutura na Bacia Amazônica”. (grifos no original - SEI nº 1028428) De acordo com as Apelantes, ainda que a importação seja a única opção viável para aquisição de combustíveis, ainda assim os custos associados serão elevados, pois há que se considerar a inclusão do: “custo de praticagem no Rio Amazonas (em dólar), custo de demurrage (em dólar), custo de armazenagem no porto primário (em reais), custo de frete fluvial origem porto/destino Amazônia Ocidental, além do custo com despacho aduaneiro e nacionalização do produto importado. Somam-se a isso a oscilação cambial e a oscilação dos preços no mercado internacional”[41] .

Em que pesem a gravidade das previsões enxergadas pelas Recorrente sobre o cenário pós-Operação, entendo que o futuro, como descrito, já acontece, porque as empresas já realizam importações significativas, apesar de não possuírem infraestrutura supostamente essencial para tal operação de comércio. As Recorrentes atualmente não têm acesso ao TUP para escoamento e/ou recebimento de insumos/importação de derivados de petróleo. Tal fato foi constatado pela Superintendência-Geral através das informações obtidas ao longo da instrução. Foram as perguntas encaminhadas pelos ofícios enviados pelo Órgão Instrutório do CADE e as respectivas respostas: “9. Sua empresa utiliza ou pretende utilizar o Terminal de Uso Privado ("TUP") associado à REMAN ("TUP REMAN") para o escoamento e/ou recebimento de insumos/importação de derivados de petróleo? Caso utilize ou pretenda utilizar, informar se haveria outras alternativas ao uso desse TUP. Vibra (SEI nº 1002255): Há dois TUPs em Manaus e um em Itacoatiara com condições de recebimento de navios. [ACESSO RESTRITO AO CADE E VIBRA ENERGIA]. Como mencionado na resposta anterior, [ACESSO RESTRITO AO CADE E VIBRA ENERGIA] IPIRANGA (SEI nº 1002539): A IPIRANGA não utiliza o TUP REMAN, mas sua utilização é possível e viável desde que em condições comerciais isonômicas, não discriminatórias e que permitam antecedência, previsibilidade e confiabilidade na utilização do terminal. RAIZEN (SEI nº 1002508): [ACESSO RESTRITO] EQUADOR (SEI nº 1002652):

[ACESSO RESTRITO AO CADE E A EQUADOR]” O que se depreende das respostas acima transcritas é exatamente aquilo que foi consignado pela Superintendência-Geral; não há relação de dependência das Recorrentes às instalações das Requerentes porque tal infraestrutura nunca foi utilizada pelas Concorrentes, mesmo para realizar importações de combustíveis. Vale relembrar a conclusão da Superintendência-Geral: “A Operação não altera a forma como as distribuidoras recebem gasolina A e diesel A da Reman, uma vez que atualmente elas não utilizam o TUP Reman e recebem o combustível adquirido via dutos diretos da refinaria as suas bases primarias. O que se abstrai da situação é semelhante ao que já se concluiu em relação à alegada dependência que as terceiras interessadas possuem dos produtos da Reman: pode-se dizer que é resultado de decisões comerciais próprias. As distribuidoras nunca acessaram o TUP Reman, todo o combustível demandado que não é produzido pela Reman é comprado e entregue pela própria refinaria” (grifos no original e adicionados). Mais especificamente sobre as importações – e eventuais empecilhos para a realização dessas operações -, a Superintendência-Geral afirma que o fato de hoje mais de 80% da demanda da Região Norte ser de origem externa e esse volume de combustível ser transportado a Manaus via cabotagem (modalidade logística das Recorrentes), não há a relação de dependência sugerida pelas Terceiras Interessadas.

Os dados apontam que além da importação realizada pela Petrobras, é possível constatar que outros agentes também realizam importações de gasolina A e de diesel A na Região Norte, mesmo que menos expressivas do que as da Petrobras, como se pode observar das tabelas abaixo: Tabela 19 - [ACESSO RESTRITO AO CADE] Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP. Tabela 20 – [ACESSO RESTRITO AO CADE] Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP. Estou alinhada com o posicionamento da Superintendência-Geral, que também não vislumbra a possibilidade de aumento dos preços praticados pela REMAN após o arremate da operação porque, caso a precificação ultrapasse o equivalente ao preço de paridade de importação (PPI), haverá a resposta ricochete das distribuidoras, que provavelmente será recorrer às importações, como já o fizeram no passado. A Ipiranga alega que atualmente a Petrobras subsidia o preço em Manaus: “59. (...) vis-à-vis parâmetro internacional; com a venda da refinaria, qualquer que seja o comprador, o preço tende a convergir, no curto-prazo, no mínimo, ao PPI Manaus, o que já representa um aumento de 6,0% na gasolina A e 6,5% do diesel A com relação ao preço atual da refinaria (considerando apenas 2022, tais margens são de 8,3% e 7,3%). Este é reportadamente o comportamento atual da Refinaria de Mataripe, desinvestida pela Petrobrás em 2021 (antiga RLAM)” (Ipiranga). Os fatos, porém, demonstram que as alegações da Recorrente não são verídicas.

Em primeiro lugar, as Recorrentes já importam combustíveis para a região afetada pela Petrobrás. Sobre esse fato, importante registrar que a Equador reconhece que o fator determinante para definir se o combustível será importado ou adquirido regionalmente se dá em razão do preço e, desde 2017/2018, a Petrobras revende combustíveis com preços competitivos, o que torna dispensáveis as operações de importação. São trechos do recurso mencionado: “a viabilidade de importação varia no tempo” e houve um momento em que a aquisição de derivados de combustíveis via importação foi importante, “logo após a mudança do sistema de precificação da Petrobras em 2017 e 2018, em que a paridade por importação começou a ser observada como política” (SEI nº 1054560). Em segundo lugar, a Petrobras não subsidia o preço do combustível na Região Norte. Ao contrário, como comprovado ao longo da instrução do processo sob exame, a Petrobras repassa todos os custos relacionados a combustíveis e, sempre, busca obter a maior margem de lucros possível. Não podemos esquecer que apesar da natureza patriota, a Petrobras é sociedade de economia mista, inserida no sistema capitalista vigente. Aumentar o volume de importações não é mais frequente porque desde que adotado o método de precificação PPI (o que ocorreu no ano de 2016), a Petrobras não repassou os aumentos de preço imediatamente, desvinculando, momentaneamente, a precificação do PPI.

Por esse motivo, mesmo quando houve aumento de preços, as importações não eram tão atrativas. Extremamente racional a colocação da Superintendência-Geral no sentido que: “No entanto, no momento em que a Reman passa a não ser mais controlada pela Petrobras, se a refinaria conseguir praticar preços abaixo do PPI significa maior concorrência no refino e opção mais vantajosa para as distribuidoras que se abastecem da Reman. Caso os preços praticados pela Reman fiquem acima do PPI, as importações se mostrarão como uma opção de contestação do mercado”[42] . Tal avaliação não foi contestada pelas Recorrentes, o que demonstra seu acerto e, evidentemente, a impossibilidade de modificação por este Tribunal. Outra questão que merece breves comentários é a alegação que o Grupo Atem, por deter acesso aos TUPs que permitem atracagem de grandes navios, deterá os meios para “exercer pressão competitiva e disciplinar preços da refinaria, pela capacidade de satisfazer demanda reprimida em caso de imposição de aumentos de preços na refinaria” (Recurso Ipiranga). Tal exposição é equivocada porque importações já são feitas –em grande escala – pelas Recorrentes, mediante a utilização de barcaças. Portanto, entendo que não é correta a afirmação trazida nos recursos sob julgamento. E. Substituição de Agente Monopolista. Descumprimento do TCC.

A Ipiranga e a Raízen demonstraram preocupações na alienação da REMAN ao Grupo Atem, tendo em vista que o adquirente é o único agente econômico da região que já possui um terminal apto para a recepção de produtos importados. Com a aquisição do TUP REMAN, o grupo passará a deter a totalidade da infraestrutura existente para tal atividade, criando suposto monopólio que antes era detido pela Petrobras. Em resposta, a Petrobras consignou nos autos que continuará operando na Região Norte após a Operação, utilizando a infraestrutura que já utiliza (especialmente os Terminais de Itacoatiara, Santarém e Belém/Terminal de Miramar) para o fornecimento de combustíveis para a Região Norte[43] . Como esclarecido nos capítulos antecedentes, os volumes de origem externa atualmente cabotados até a Região Norte pela Petrobras são destinados ao fornecimento de mais de 80% da demanda dessa região. Está acostado aos autos tabela contendo informações sobre as origens dos combustíveis produzidos pela Petrobras em outras regiões e cabotados até a Região Norte nos anos de 2020 e 2021, com a segmentação por refinaria que originou cada volume. Essas informações estão inseridas nas Tabelas 7, 8, 9 e 10 da Petição SEI nº 1042179.

Com base nessas informações, restou demonstrado que em 2020, o atendimento da demanda da região se deu majoritariamente pelos volumes produzidos pela própria Petrobras nas refinarias REPAR, REDUC, RLAM, RPBC, REVAP e RNEST, cabotados até os TUP REMAN, TUP Itacoatiara e o TUP Belém (Terminal de Miramar), sendo complementados pelos volumes importados pela Petrobras e cabotados até a Região Norte e à produção da própria REMAN. Em 2021, a Petrobras focou sua atuação nas importações realizadas no Nordeste via os Terminais em São Luís/MA e Pecém/CE, cabotando esses volumes importados até a Região Norte. De forma ampla, abaixo estão descritos os volumes trazidos pela Petrobrás para a Região Norte em 2020 e 2021: [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] Logo, há evidente necessidade de a Petrobras dar vazão à produção das várias refinarias identificadas, que estimam em suas projeções atender o mercado da Região Norte. Em razão do curto tempo disponível para apresentação desse voto, não convém descrever integralmente, mas é correto afirmar que a capacidade produtiva de uma refinaria não pode ser diminuída sem que acarretem graves prejuízos à produtora.

Por fim, a resposta oferecida pela Petrobras à preocupação das Recorrentes, no sentido que continuará a ser concorrente efetiva no mercado afetado no cenário pós- Operação, está arrimada ainda pelo fato de que recentemente foram firmados vários contratos com o Porto de Itacoatiara, o que demonstra intenção de manter a sua atuação na Região Norte do país. Portanto, após a Operação, a Petrobras continuará a ser agente fundamental no abastecimento das distribuidoras atuantes na Região Norte (que controlará a maior parte da produção nacional, por meio das principais e mais modernas refinarias do país, e continuará sendo o principal importador). Considerando que (i) já existem opções de fornecimento alternativo à REMAN na Região Norte; (ii) a insuficiência da produção própria da Refinaria REMAN (que é o objeto da Operação); e (iii) assim como o fato de que a Petrobras continuará a concorrer com a REMAN no pós-Operação, entendo que o preço praticado antes e depois da Operação continuará a ser pautado pelo preço de mercado, que é o preço que vier a ser praticado pelos concorrentes da refinaria que já ofertam combustíveis na Região Norte, isto é, o preço mais competitivo praticado pelos diversos ofertantes desse mercado (incluindo a Petrobras, a REMAN e a Acelen). Em qualquer cenário, esse preço será inevitavelmente igual ou menor que o PPI (Preço de Paridade de Importação).

Por conseguinte, o preço praticado pela Reman e pela Petrobras no cenário pós-Operação é e será o preço de mercado. Pelos mesmos motivos, entendo que o TCC do gás está sendo cumprido em sua essência, já que possibilita a entrada de mais concorrentes no mercado de combustíveis líquidos na Região Norte do país, melhorando o cenário concorrencial e possibilitando que a guerra de preços suceda na redução preços dos combustíveis para os consumidores finais daquela região. F. Inexistência de Condições de Rivalidade e Entrada A Recorrente Ipiranga alega que as condições de rivalidade e entrada são inaptas para refrear o exercício de poder de mercado. De acordo com a Ipiranga, a operação geraria um duplo efeito negativo no que concerne às condições de rivalidade, porque gera eliminação de rivalidade (atual e potencial) entre produção da REMAN e importações diretas via Manaus e o nível de rivalidade remanescente no mercado é insuficiente para disciplinar, competitivamente, a nova empresa. Quanto às barreiras à entrada, a Ipiranga alega que a ANP, na NT n° 07/2022, asseverou a baixa probabilidade de entrada no setor de importação de derivados de petróleo na Região Norte: "As principais barreiras para que se possa viabilizar a contestação via importação direta ou cabotagem são a construção de terminais aquaviários, com píeres de atracação, tubo vias e tanques de armazenagem. Não há barreiras regulatórias significativas.

No entanto, por se tratar de região fortemente densa em floresta, deve-se encontrar dificuldades para as autorizações ambientais". Refuto a alegação da Ipiranga na medida em que haverá rivalidade na região pela própria Petrobras, que continuará a ser a principal empresa de refino no mercado. Entendo que seria pouco provável, pelo menos no curto prazo, a entrada de refinarias no Brasil com estrutura equivalente à Petrobras, no entanto vejo que os desinvestimentos, em linha ao apresentado pela Superintendência-Geral, entram na importante sistemática da promover a entrada de novos players nesse setor e incentivar a competitividade tanto no refino como na distribuição de combustíveis, com a devida regulação da ANP e o escrutínio do CADE para que não se permita a criação de um outro tipo de monopólio. Pensando nisso e para além dos argumentos apresentados no Parecer nº 6 da Superintendência-Geral, das quais faço coro, rememoro que, ainda que as refinarias passem a ser privatizadas, a questão energética no país é altamente regulamentada e que continuará como função da Petrobras, conforme consta no art. 3º, § 3º de seu Estatuto Social que: “A Petrobras poderá ter suas atividades, desde que consentâneas com seu objeto social, orientadas pela União de modo a contribuir para o interesse público que justificou a sua criação, visando ao atendimento do objetivo da política energética nacional previsto no art. 1º, inciso V, da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997”.

Entre os princípios e objetivos da política energética nacional, definidos no art. 1º inciso V da Lei 9.478/97, consta garantir o fornecimento de derivados de petróleo em todo o território nacional, nos termos do § 2º do art. 177 da Constituição Federal. Por sua vez, o art. 8º, inciso I da referida Lei e art. 1º, caput, da Lei nº 9.847/99 estabelecem que compete à ANP a implementação da política energética nacional de petróleo, gás natural e biocombustíveis, com ênfase na garantia do abastecimento nacional de combustíveis. Desse modo, caso, diante do relevante interesse coletivo, a Petrobras seja orientada pela União a praticar condições distintas às de qualquer outra empresa do setor privado, de forma a assegurar o fornecimento de derivados em todo o território nacional, tal contribuição deve ser compatível com o objeto social da Petrobras e com as condições de mercado, não podendo colocar em risco a rentabilidade e a sustentabilidade financeira da Companhia. Ademais, na forma do artigo 8º, §2º, da Lei 13.303/2016, caso o atendimento ao interesse público se dê em condições diversas às de qualquer outra sociedade do setor privado que atue no mesmo mercado, as obrigações ou responsabilidades assumidas pela companhia deverão estar definidas em norma ou regulamento e estar previstas em documento específico, como contrato ou convênio, observada a ampla publicidade destes instrumentos, bem como a divulgação dos seus custos e receitas discriminados, inclusive no plano contábil.

A Petrobras, contudo, não pode, à luz do arcabouço legal vigente, efetuar diretamente políticas públicas que acarretem subsídio e/ou subvenção econômica sobre o preço de derivados, o que se insere especificamente na competência da União Federal, nos termos dos art. 73 da Lei do Petróleo e art. 12, § 3.º, inciso II, C/C art. 18, ambos da Lei n.º 4.320/64 (Estatui Normas Gerais de Direito Financeiro para elaboração e controle dos orçamentos e balanços da União, dos Estados, dos Municípios e do Distrito Federal). G. Ausência de Comprovação das Eficiências Decorrentes da Operação. Racionalidade da Operação As Recorrentes defendem que não há quaisquer eficiências ou racionalidade na Operação, vez que a Atem já teria infraestrutura para receber navios de longo curso e, segundo a Ipiranga, “A ATEM, analogamente,, também não possui ‘conhecimento técnico específico e recursos financeiros suficientes para garantir a robustez da oferta de derivados de petróleo", condições desejáveis para um comprador da refinaria”, acenando para potencial abuso de poder de mercado no upstream, com sua alavancagem ao mercado de distribuição. Como detalhado nos parágrafos 252 até 262 da Petição SEI nº 1042179 apresentada pelas Requerentes, o Grupo Atem trouxe aos autos as premissas e estimativas concretas relativas à margem de lucro esperada pela Compradora na implementação do plano de negócio para a atividade de refino no cenário após a Operação.

Essa margem de lucro estimada pelo Grupo Atem ao desenhar a estratégia de aquisição da refinaria (dólar por barril) indica números em patamares atrativos. É importante destacar que a atividade de refino é uma atividade complexa, além de envolver maior comprometimento de CAPEX e de investimentos em comparação a outros setores, a qual está submetida a um mercado competitivo em âmbito internacional (refinarias nacionais e internacionais). O histórico da margem de refino mostra que a lucratividade dessa atividade tem oscilações, mas que possui margens em patamares bastante elevados se operar com eficiência e a depender da conjuntura econômica. Obviamente o Grupo Atem enxerga a possibilidade de crescimento nesse mercado e acredita na lucratividade do negócio de refino na Região Norte, conforme detalhado no plano de negócio para a REMAN (vide parágrafos 252 até 262 da Petição SEI nº 1042179). Na perspectiva da Petrobras, a venda da refinaria está em consonância com a Resolução nº 9/2019 do Conselho Nacional de Política Energética, que estabeleceu diretrizes para a promoção da livre concorrência na atividade de refino no país, e integra o TCC firmado pela Petrobras com o CADE em junho de 2019 para a abertura do setor de refino no Brasil. Ademais, o desinvestimento da REMAN está alinhado à estratégia de gestão de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor e maior retorno à sociedade. H.

Sobre os Remédios Sugeridos pelas Recorrentes e pela ANP. A Fogás aduz que um provável problema decorrente da Operação será o fechamento ao acesso das instalações do TUP REMAN, o que prejudicará as concorrentes no mercado de GLP. Para mitigar tais efeitos, sugere que a aprovação da Operação sob exame deve estar acompanhada dos seguintes remédios comportamentais, que deverão vigorar pelo prazo de 7 (sete) anos: “i. Deve ser garantido o livre acesso (open access) de terceiros ao terminal portuário associado à REMAN (TUP REMAN) e a outros ativos logísticos existentes, incluindo-se a tancagem e a dutovia, em condições não discriminatórias e mediante o pagamento de remuneração adequada e competitiva, em termos similares aos previstos na Portaria ANP nº 251/2000” [44] (grifos no original). Como esclarecido no Capítulo 2.A deste voto, entendo que não é tecnicamente viável destinar as instalações de armazenagem de GLP às concorrentes, ante a absoluta ausência de capacidade e viabilidade. No que concerne aos gasodutos, até o presente momento a Fogás não solicitou formalmente acesso às instalações, de modo que não é crível presumir que caso, no futuro, tal pedido seja endereçado às Requerentes, será denegado. Tendo em vista a regulação setorial vigente, que determina a obrigatoriedade de a proprietária ceder acesso às suas infraestruturas quando solicitado e quando houver viabilidade técnica (em especial a Resolução ANP nº 52/2015), não há que se acolher a sugestão da Fogás.

A Equador sugere que a aprovação da Operação deve estar condicionada às seguintes determinações: (i) sejam alienados os negócios de distribuição de combustíveis do Grupo Atem, e (ii) que a Petrobras mantivesse o abastecimento da Amazônia Ocidental, por meio de terminais portuários não controlados pelo Grupo Atem, até que uma nova refinaria seja instalada e passe a operar na região. A sugestão de alienação dos negócios de distribuição de combustíveis do Grupo Atem implica em reprovar, tacitamente, a Operação sob exame, medida esta que não é razoável. Em segundo lugar, não há legalidade que arrime a pretensão de obrigar a Petrobras a continuar a abastecer a Região Norte, conforme os termos sugeridos pela Equador. Em que pese tal inadequação, restou demonstrado nos autos que a Petrobras não cessará sua atuação na Região Norte em decorrência da Operação; ao contrário, os inúmeros documentos acostados aos autos indicam a pretensão da empresa em continuar atuando na Região Norte e a sua intenção em concorrer com o Grupo Atem no mercado de distribuição de combustíveis. Por sua vez, a Ipiranga sugere, como condição para a aprovação da Operação, que se obrigue a Petrobras a manter a política de preços e compromisso com o abastecimento das regiões há muito atendidas a partir de Manaus a preço PPI Manaus.

Para o Grupo Atem seria necessário impor a condição que garanta à Petrobras acesso às instalações necessárias para o recebimento, armazenamento e escoamento dos combustíveis recebidos de fora. Como esclarecido acima, não é viável impor remédios que obriguem um player a manter suas operações dentro de um determinado molde. Essa obrigação implica na interferência indevida e inadequada do Estado na concorrência. Ademais, como dito, a previsão derivada da análise dos dados do processo sinaliza que a Petrobras continuará a operar no mercado afetado. Sobre os Esclarecimentos Prestados pela ANP. De forma abreviada e para a finalidade desse voto, importa registrar que a ANP reconhece que a (i) a Petrobras é responsável por fornecer a maior parte das distribuidoras de combustíveis que operam na Região afetada pela operação (e não a Refinaria); (ii) a REAM e Grupo Atem tem concorrência efetiva na Região (ex. Blueway); (iii) existem e estão em operação outros terminais portuários que estão aptos a suprir a Região de Manaus; (iv) Itacoatiara tem melhor infraestrutura do que o TUP REAM; e (v) o TUP REAM não tem capacidade de armazenagem/tancagem. Para fins de transparência, as constatações referidas foram consignadas na Nota Técnica Conjunta nº 7/2022/ANP, nos seguintes termos: 1. A REMAN foi responsável por suprir [ACESSO RESTRITO AO CADE] no mesmo período (§ 28); 2.

A REMAN não produz gasolina A ou diesel A dentro da especificação da ANP e todo volume entregue é proveniente de misturas com correntes vindas de cabotagem de outras Refinarias Petrobras e de importações nacionalizadas em outros Estado e cabotados pela Petrobras para a REMAN (pg. 25); 3. As importações ocorrem pelo Porto de Manaus, Porto de Belém e Porto de Santana (AP) e a empresa Blueway, segunda maior importadora de gasolina e diesel, nos últimos anos, desembarcou toda a carga no Porto de Belém (PA) (§ 183). 4. O TUP REMAN não possui tanques de armazenamento, e essas instalações estão na área da refinaria (§ 185). 5. Atualmente existem terminais aquaviários com capacidade de tancagem de combustíveis líquidos no corredor hidroviário da Região Norte: (i) Terminal Aquaviário de Itacoatiara (AM), operado pelos Terminais Fluviais do Brasil S.A – do Grupo Dislub Equador; (ii) Terminal Aquaviário de Belém (PA), operado pela Transpetro; (iii) Terminal Aquaviário de Santarém (PA), que está em processo de ampliação, o que o torna opção logística para recebimento de volumes importados ou cabotados, e; (iv) Ultracargo, localizado no Porto de Vila do Conde (PA), recentemente inaugurado (§ 188). 6. O Terminal de Itacoatiara tem capacidade de armazenagem de cerca de 106 mil m3 e pode receber grandes embarcações o ano inteiro – mesmo no período de seca do Rio Amazonas-, em razão da sua localização não esbarrar no problema de calado (§ 189).

Ainda que constatado todos os fatos acima - inexistência de capacidade de armazenagem e competição efetiva- a ANP sugere alguns remédios para a aprovação da Operação. Sobre os Remédios Sugeridos pela ANP A ANP, na Nota Técnica Conjunta nº 7/2022 (SEI nº 1048431), encaminhada para responder ao Ofício SG/Cade nº 84/2022, sugeriu que a aprovação da Operação deveria estar condicionada a adoção de alguns remédios comportamentais, descritos no quadro abaixo. Imagem 04 - Remédios sugeridos pela ANP Como se pode observar, os remédios foram divididos em três cenários que abrangem soluções temporárias e definitivas endereçando preocupações concorrenciais apontadas pelas terceiras interessadas referentes a acesso ao terminal da refinaria. Em todos os cenários propostos, a ANP sugeriu a imposição de Termo de Compromisso[45] que permitisse a interconexão das bases primárias das distribuidoras de combustíveis líquidos situadas ao redor da REMAN ao TUP REMAN e/ou ao terminal aquaviário da Atem, garantindo o acesso das distribuidoras ao recebimento de insumos de outras fontes além da Refinaria REMAN. O cenário A envolve uma proposta de solução regulatória, com a conversão temporária, por 3 anos, da base da Atem Distribuidora em Terminal de Uso Privado (TUP), passando este a estar inserido nas regras de livre acesso da Portaria ANP nº 251/2000.

No cenário B, além do referido Termo de Compromisso, a ANP propôs uma solução regulatória, também temporária pelo período de 3 anos, de segregação de parte da tancagem da refinaria para integração ao Terminal Aquaviário de Manaus, para que, durante esse período, tal tancagem esteja coberta pelas regras do livre acesso a ser negociado. O cenário C, por sua vez, teria implementação definitiva que geraria duas ações simultâneas. A primeira, com efeitos a curto prazo, seria a conversão da atual base de distribuição da Atem em TUP, sujeito ao livre acesso negociado. A segunda, com efeitos a médio e longo prazo, trata da assinatura de um Termo de Compromisso de modo a permitir a interconexão das bases primárias das distribuidoras de combustíveis líquidos ao Terminal Aquaviário de Manaus e/ou ao Terminal Aquaviário da Atem, garantindo o direito de passagem pelo terreno da refinaria. Os remédios acima descritos foram apresentados naquele opinativo para comprovar a cooperação da ANP e demonstrar a amplitude das diligências realizadas no âmbito da análise da presente Operação. Porém, como já demonstrado, uma vez que se concluiu que a Operação não gera incentivos ao fechamento de mercados, não serão vinculados remédios à aprovação da presente Operação. Portanto, adotar algum dos remédios propostos transgrediria o princípio da proporcionalidade, segundo o qual, conforme orienta o Guia de Remédios Antitruste do CADE (p.

14), “[u]m remédio antitruste deve ser proporcional no sentido de impor ações mitigadoras necessárias, adequadas e suficientes à efetiva reversão do potencial prejuízo à concorrência decorrente especificamente do AC”. De qualquer sorte e para fins de completude do voto sob exame, passo a considerar as proposições feitas. Em relação ao cenário A, que envolve uma proposta de solução regulatória, com a conversão temporária, por 3 anos, da base da Atem Distribuidora em Terminal de Uso Privada, entendo ser despiciendo, haja vista que as Requerentes reconhecem que a infraestrutura resultante da Operação já está sob tutela das regras contidas na Portaria ANP nº 251/2000. Em relação à proposta detalhada como cenário B, apesar de não existir infraestrutura de tancagem sequer para uso cativo, também há reconhecimento das Requerentes que o uso dos tanques da refinaria está submetido ao dispõe o parágrafo único do art. 26 da Resolução ANP nº 852, de 2021, que determina que, para operar sua instalação produtora como terminal, o refinador deverá segregar a tancagem e atender os requisitos da Resolução ANP nº 52, 2 de dezembro de 2015 e da Portaria ANP nº 251, de 7 de novembro de 2000. Para tanto, no âmbito da Resolução ANP nº 852, de 2021, o agente deverá solicitar a aprovação da alteração da área de armazenamento à Superintendência de Produção de Combustíveis da ANP (SPC). Isto é, deverá atender ao disposto no art.

18, inciso II, da Resolução, referente à redução da capacidade de armazenamento, enviando a relação dos tanques de armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis atualizada, a planta de arranjo geral e a planta baixa e de corte atualizadas, o memorial descritivo das alterações, o estudo de gestão de mudanças, a análise de risco e o relatório fotográfico da área de armazenamento. Para instalações existentes, tais como uma base de distribuição ou um parque de tanques de uma refinaria receberem autorização da ANP para operar como terminal, é necessário o cumprimento dos requisitos previstos na Resolução ANP n° 52/2015[46] . No que concerne à proposta detalhada como cenário C, por sua vez, que sugere a conversão do TUP em terminal logístico e que seja deferida a interconexão das bases primárias das Recorrentes ao Terminal Aquaviário de Manaus e/ou ao Terminal Aquaviário da Atem, garantindo o direito de passagem pelo terreno da refinaria, faço algumas ressalvas: (i) como esclarecido nos itens sobre os remédios sugeridos pelas Recorrentes, o direito de passagem já está garantido pelos artigos da Portaria ANP nº 881; e (ii) na qualidade de terminal aquaviário fluvial, o TUP REMAN já está submetido às regras da Lei dos Portos e da Resolução ANP 881/2022 no que se refere à concessão de acesso não discriminatório ao terminal e à conexão dutoviária, desde que atendidos os requisitos regulatórios ali previstos.

Para fins de completude, teço alguns comentários específicos sobre os fatos que inviabilizam as propostas da ANP. H.1. Sobre a Viabilidade de Conversão dos TUPs em Terminais Logísticos As Requerentes reconhecem que, na qualidade de terminal aquaviário fluvial, o TUP REMAN já está submetido às regras da Lei dos Portos às normas contidas na Resolução ANP nº 881/2022 no que se refere à concessão de acesso não discriminatório ao terminal e à conexão dutoviária, desde que atendidos os requisitos regulatórios ali previstos. Ou seja, caso terceiros venham a pleitear acesso ao terminal na medida de sua capacidade ociosa ou disponível, esses terceiros necessitam escoar/descarregar esses produtos diretamente para suas próprias bases localizadas ao redor do TUP. Isso pode ser feito, por exemplo, por meio de conexão dutoviária, conforme regulado pelo art. 29 e seguintes da Resolução ANP nº 881/2022. Outra alternaria é via utilização do TUP REMAN para operações de transbordo ou operações ship-to-ship atracadas no terminal, onde os interessados poderiam utilizar o terminal para atracar navios de grande porte e depois transferir os volumes adquiridos diretamente para outras embarcações, desde que haja capacidade de movimentação ociosa ou disponível para utilizar o terminal.

Portanto, o fato de o TUP REMAN não possuir tancagem própria não o exime de obedecer às regras e condições entabuladas na Resolução ANP nº 881/2022, apenas faz com que não seja viável a prestação de serviços de armazenagem de produtos nesse terminal. Alinhado com o exposto acima, a prestação de serviços de movimentação de produtos pelo TUP REMAN será realizada por uma rota pré-existente de descarregamento desses produtos pelos terceiros que contratem os referidos serviços de movimentação (por exemplo, via conexão dutoviária ou operações de transbordo). Em conclusão, ainda que não houvesse expresso reconhecimento das Requerentes, o TUP REMAN já está submetido às regras da Resolução ANP nº 881/2022, eis que ninguém escolhe as regras a que serão submetidos, ante o Princípio da Isonomia e do Poder de Polícia inerente à ANP. H.2. Sobre a Possibilidade de Construção de Instalações de Tancagem Segregadas para Integração dos Terminais Não há previsão legal que autorize Terceiros Interessados a construir tancagem na área da Refinaria REMAN ou do TUP REMAN. As Requerentes alegam que são efeitos negativos esperados da proposta: (i) restrição à utilização da capacidade de movimentação do TUP REMAN; (ii) riscos de comprometimento aos projetos de expansão da refinaria pela REAM, (iii) riscos associados a questões ambientais e de segurança para a construção, interligação e operação desses tanques com os demais ativos;

e (iv) dificuldades operacionais na própria construção da tancagem e na prestação de serviços de armazenagem, porque, para tanto, é indispensável obter a coordenação entre o titular da área, o eventual operador do terminal portuário e o terceiro que pleiteou a construção da tancagem. Além disso, há dificuldades adicionais relacionadas ao tamanho da tancagem necessária para o recebimento de embarcações de longo curso, que envolveria uma tancagem compatível, pelo menos, com o recebimento dos volumes trazidos em embarcações de longo curso[47] . Tal proporção é necessária para garantir o racional econômico na construção dessa infraestrutura de tancagem. A permissão de construção dentro da área da refinaria muito provavelmente imporá dificuldades à própria operação da refinaria, que é uma indústria de alta complexidade e risco operacional e que deve operar continuamente sem que haja risco de interrupção das operações ou mesmo limitação ao recebimento de insumos. Ressalte-se, ainda, que tal medida resvala no reconhecimento de riscos de segurança e na agnição de que haverá comprometimento dos planos de expansão da refinaria pela REAM, o que inviabiliza a execução dos investimentos propostos para a utilização a longo prazo da Refinaria, motivo pelo qual modificará o equilíbrio econômico-financeiro pretendido quando da aquisição da Refinaria.

Por sua vez, a construção dessa tancagem fora da área da refinaria ou do TUP REMAN já pode ser feita pelas Terceiras Interessadas, desde que obtenham todas as autorizações regulatórias e ambientais necessárias para construírem de forma independente uma nova tancagem de armazenamento. A partir dessa tancagem, as Terceiras poderão solicitar a conexão dutoviária dessa tancagem ao TUP REMAN, tal como já autoriza a Resolução nº 881 da ANP. Não há, além disso, razoabilidade desse remédio considerando que a Resolução nº 881 da ANP já prevê soluções para permitir que as terceiras movimentem produtos no TUP REMAN. Para além disso - e como reiteradamente exposto ao longo do voto -, as distribuidoras não dependem do recebimento de combustíveis via navios de grande porte no TUP REMAN: as distribuidoras sequer possuem tancagem de armazenamento em Manaus suficiente para o recebimento dos volumes transportados por navios de grande porte. Os tanques de armazenamento das distribuidoras concorrentes em Manaus já são compatíveis com o recebimento de volumes via barcaças (que carregam volumes na ordem de 4 mil m3), o que pode ser feito pelos seus próprios TUPs, como estão postos hoje em Manaus.

Portanto, não há previsão legal que autorize esse tipo de construção, nem tampouco regramento ou competência regulatória da ANP para fiscalizar a construção dessa tancagem ou a prestação desses serviços de armazenagem em tanques de terceiros inseridos dentro da área da refinaria, o que envolve uma dificuldade operacional e regulatória ainda maior ao tema. H.3. Sobre o Direito de Passagem. Partindo da premissa que o “direito de passagem” mencionado na questão corresponde à conexão dutoviária entre a infraestrutura atual do TUP REMAN e as bases das distribuidoras, a Resolução nº 881 da ANP já garante o direito de terceiros pleitearem a conexão dutoviária em questão. O art. 29 da Resolução dispõe que “o operador fica obrigado a permitir a conexão dutoviária do terminal com instalações de terceiros interessados”. Desta forma, o eventual requerimento de passagem está devidamente regrado sendo a ANP o órgão competente para fiscalizar o direito. H.4. Sobre as Regulações Setoriais. Respeito A Independência e Competência da ANP O uso do TUP REMAN, quando solicitado, já é garantido pela Resolução nº 881 da ANP, que impõe regras para garantir o ao acesso não discriminatório ao terminal para movimentação de produtos. Do mesmo modo, como exposto no item C.1 do voto e nos termos do art.

29 da Resolução nº 881 da ANP, o operador do TUP REMAN também fica obrigado a permitir a conexão dutoviária do terminal com instalações de terceiros interessados, mediante circunstâncias específicas, dentre as quais a capacidade e viabilidade técnica. Sobre o direito resguardado pela Agência, o art. 3º da Resolução nº 881 da ANP prevê que: “o operador deve prestar serviços de movimentação e de armazenagem de produto regulado, permitindo a qualquer interessado o acesso ao terminal, mediante remuneração, em condições não discriminatórias entre os diversos carregadores, inclusive o carregador proprietário”. Da mesma forma, o art. 29 da Resolução nº 881 da ANP garante o direito de terceiros pleitearem a conexão dutoviária em questão, dispondo, novamente, que “o operador fica obrigado a permitir a conexão dutoviária do terminal com instalações de terceiros interessados”. A Resolução nº 881 da ANP se aplica aos: “terminais aquaviários autorizados pela ANP para a movimentação de petróleo, de derivados de petróleo, de derivados de gás natural e de biocombustíveis, mediante remuneração ao operador das instalações” Que são definidos como:

“instalação portuária do tipo marítimo, fluvial ou lacustre, autorizada pela ANP a operar, destinada à prestação de serviços de movimentação de produto regulado, por meio da interligação de equipamentos que possibilitam o carregamento e descarregamento de navios e barcaças via dutos portuários, mangotes ou braços de carregamento, tais como píer de atracação ou cais acostável, monoboias e quadros de boias, podendo ainda conter tanques, bombas, plataformas rodoviárias e ferroviárias e outras instalações”. O TUP REMAN é terminal aquaviário fluvial autorizado pela ANP para funcionar como um terminal aquaviário fluvial de transporte ou de transferência de petróleo, seus derivados, biodiesel e misturas óleo diesel/biodiesel[48] e está submetido à Resolução nº 881 da ANP. Os “serviços de movimentação” regulados na Resolução nº 881 da ANP envolvem as atividades de: “movimentação de produtos pelo terminal aquaviário durante operações de carregamento, descarregamento ou transbordo, por modo aquaviário, dutoviário, rodoviário ou ferroviário e, se preciso, a armazenagem desses produtos pelo tempo necessário para tais operações” Assim, a despeito de o TUP REMAN ser um terminal aquaviário fluvial autorizado pela ANP e submetido às regras da Resolução nº 881/2022, o TUP REMAN não possui tanques próprios ou área específica de armazenagem associada ao terminal e se encontra inviabilizado de prestar serviços de armazenagem de produtos para terceiros.

A capacidade de armazenamento de combustíveis dos terminais terrestres, marítimos, fluviais ou lacustres autorizados pela ANP (assim como de todos os demais agentes atuantes no mercado de distribuição de combustíveis) pode ser consultada no painel dinâmico disponibilizado pela ANP. Ao consultar o sítio eletrônico da ANP para conhecer a capacidade de armazenagem do TUP REMAN[49] , utilizando como filtros a localização (Região Norte) e empresa operadora do terminal da REMAN (Petrobras Transporte S.A. – Transpetro), verifica-se que o TUP REMAN em Manaus/AM não dispõe de tancagem (isto é, sua tancagem é igual a zero). Como já esclarecido, essa movimentação de carga pode ser realizada, por exemplo, por meio de conexão dutoviária, conforme regulado pelo art. 29 e seguintes da Resolução ANP nº 881/2022. Como também já dito em outras oportunidades desse voto, outra alternativa possível é via utilização do TUP REMAN para operações de transbordo ou operações ship-to-ship atracadas no terminal, onde os interessados poderiam utilizar o terminal para atracar navios de grande porte e depois transferir os volumes adquiridos diretamente para outras embarcações, desde que haja capacidade de movimentação ociosa ou disponível para utilizar o terminal.

Portanto, o fato de o TUP REMAN não possuir tancagem própria não o excluí da sistemática da Resolução ANP 881/2022, apenas faz com que não seja viável a prestação de serviços de armazenagem de produtos nesse terminal, garantindo-se o direito de acesso ao terminal para operações de movimentação (incluindo carregamento, descarregamento e transbordo) e de pleitos de conexão dutoviária. H.5. Sobre a Desverticalização Jurídica da Operação Para além de todo os problemas já expostos inerentes à adoção das sugestões de remédios feita pela ANP, há que se levar em consideração outro aspecto, o concernente à obrigação de desverticalizar a figura do operador do terminal, que é o responsável pela garantia de acesso às instalações do TUP REMAN. A Resolução nº 881 da ANP impõe que o acesso não discriminatório e a conexão dutoviária devem ser garantidos pelo operador do terminal (e não pelo proprietário do terminal), que são obrigatoriamente pessoas jurídicas distintas. Essa dinâmica é decorrente das imposições contidas no próprio do art. 28 da Resolução nº 881 da ANP que demanda a desverticalização da figura do operador do terminal, o qual deve, obrigatoriamente, possuir constituição societária cujo objeto social principal seja unicamente a operação logística de terminais. É o texto do dispositivo mencionado: “Da Desverticalização Art. 28. O operador deve prestar os serviços, nos termos da autorização de operação outorgada pela ANP, e respeitando as seguintes obrigações:

§ 1º O operador deve possuir constituição societária cujo objeto principal seja a operação logística de terminais.” No caso sob julgamento, existe a previsão de celebração de um contrato de arrendamento temporário (12 meses) a ser entabulado entre o proprietário da refinaria e Transpetro[50] , por meio do qual o proprietário da refinaria arrendará o TUP REMAN à Transpetro, com o objetivo de permitir a exploração do TUP para a movimentação e transporte de produtos no terminal e nos dutos relacionados sem que haja interrupções ou entraves na prestação desses serviços no cenário pós-Operação. O objetivo das regras de desverticalização é justamente evitar qualquer tipo de conflito de interesses entre o operador do terminal e o proprietário do terminal, evitando que sejam conferidos tratamentos não isonômicos entre os interessados em utilizar o terminal. Além disso, o art. 16 da Resolução nº 881 da ANP dispõe que a ANP tem competência - ou seja, o dever - de fiscalizar todos os contratos de prestação de serviços no terminal (incluindo de acesso ao terminal e de conexão dutoviária), podendo, inclusive, exigir alterações de cláusulas. Dentro dessa competência/dever, o art. 16 da Resolução nº 881 da ANP estabelece que, na hipótese de a ANP tomar conhecimento de qualquer disposição contratual que possa configurar indício de infração da ordem econômica, deve comunicar imediatamente ao CADE para que adote as providências cabíveis. Mais que isso, o art.

27 da Resolução nº 881 da ANP obriga o operador do terminal que tiver relação societária com qualquer empresa que atue em mercados verticalmente relacionados a divulgar publicamente as seguintes informações: (i) capacidade operacional de movimentação do terminal e seu memorial de cálculo; (ii) capacidade de movimentação contratada, capacidade de movimentação disponível e capacidade de movimentação ociosa; (iii) programação de atracação das embarcações com cargas com origem ou destino no terminal, contendo a previsão da data de atracação e do tempo de permanência e a identificação do berço de atracação planejado; e (iv) histórico da relação de embarcações que operaram para o terminal, contendo a data e horário de início e de fim de cada operação e a identificação da embarcação e do berço de atracação utilizado Eis o teor do referido dispositivo: “Art. 27. O operador de terminal que tiver relação societária direta ou indireta de controle ou de coligação, nos termos da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, com empresa concessionária para o exercício da atividade de produção de petróleo, ou autorizada pela ANP para o exercício da atividade de distribuição de combustíveis líquidos, de distribuição de gás liquefeito de petróleo, de refino de petróleo, de processamento de gás natural ou de produção de biocombustíveis, fica obrigado a: I - definir a data limite como o décimo quinto dia do mês anterior ao mês em que ocorrerá a movimentação de produtos no terminal;

e II - manter permanentemente atualizadas, em seu sítio eletrônico na Internet, as seguintes informações referentes a cada um de seus terminais: a) capacidade operacional de movimentação do terminal e seu memorial de cálculo; b) capacidade de movimentação contratada, capacidade de movimentação disponível e capacidade de movimentação ociosa; c) programação de atracação das embarcações com cargas com origem ou destino no terminal, contendo a previsão da data de atracação e do tempo de permanência e a identificação do berço de atracação planejado; e d) histórico da relação de embarcações que operaram para o terminal, contendo a data e horário de início e de fim de cada operação e a identificação da embarcação e do berço de atracação utilizado, em arquivo compatível com programas editores de planilhas, conforme modelo a ser disponibilizado pela ANP em seu sítio eletrônico. § 1º As informações do inciso II do caput devem: I - ser atualizadas mensalmente, três dias úteis após a data limite; II - ser mantidas em área destacada e com acesso irrestrito em seu sítio eletrônico na Internet, com registro da data de publicação; e III - ser acessíveis a partir de link na página principal de seu sítio eletrônico, de modo a facilitar a avaliação das condições de acesso à infraestrutura por terceiros interessados. § 2º As versões dos documentos publicados e as informações solicitadas no inciso II do caput deverão permanecer disponíveis pelo período de sessenta meses.

§ 3º A ANP poderá, fundamentadamente, solicitar a revisão das informações do inciso II do caput, alíneas "a" e "b". (grifos adicionados) Nos normativos regulatórios existem também diversas outras obrigações impostas pela Agência, direcionada aos operadores de terminais, que incluem a obrigação de elaboração e divulgar publicamente as Condições Gerais de Serviço do Terminal (CGST), que é documento integrante do contrato de serviço do terminal, contendo o conjunto de informações, regras e regulamentos para a prestação de serviços pelo operador para cada terminal. O objetivo da divulgação de todas essas informações é justamente impedir qualquer tipo de tratamento não isonômico ou discriminatório, assim como permitir o monitoramento da prestação desses serviços. Portanto, entendo que os remédios propostos pela ANP não se prestam ao que se propõe, já que todas as questões abordadas pela sugestão já estão devidamente estipuladas pelos normativos exarados pela própria Agência e pela Lei do Petróleo (Lei nº 9.478/2010). Ao que tudo indica, a intenção da ANP ao sugerir tais remédios é: “aumentar a rivalidade no fornecimento primário, ao proporcionar o livre acesso aos terminais aquaviários e aos dutos de transporte, modo a incentivar ao máximo a utilização da infraestrutura por diversos agentes, sempre que possível, e promover o investimento em infraestrutura logística que possibilite incrementar a competição da região”.

Contudo, todas as considerações já são objeto das regras contidas no arcabouço normativo exarado pela própria Agência. Ao que me parece, a ANP pretende fazer valer suas regras através do enforcement de outro órgão; pretende atribuir a outro órgão da Administração Pública a sua tarefa de fiscalizar e exigir o cumprimento de suas regras dos administrados. Tal pretensão não me parece a mais acertada e acarreta na usurpação de competência das atribuições da ANP por este CADE, fato grave, que merece correção. Por fim, todos os remédios propostos partem da premissa que se for solicitado acesso da infraestrutura resultante da Operação, tal pedido será indeferido (o que não se demonstra factível, haja vista o exemplo do pedido feito pela Petróleo Sabbá) e que não haverá fiscalização pela ANP ou cumprimento de suas regras. iii. Sobre a Atuação da Petrobrás na Região Norte do País. Preliminarmente, antes de adentrar os aspectos da atuação da Petrobrás na Região Norte, é necessário apresentar alguns esclarecimentos acerca da função social da Companhia, em se tratando de uma sociedade de economia mista. Com efeito, de acordo com o art.

1.º do Estatuto Social da Petrobras, a Companhia é uma sociedade de economia mista, sob controle da União, com prazo de duração indeterminado, regida pelas normas de direito privado - em geral - e, especificamente, pela Lei das Sociedades por Ações (Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976), pela Lei nº 13.303, de 30 de junho de 2016, pelo Decreto nº 8.945, de 27 de dezembro de 2016, e pelo seu Estatuto Social. Neste sentido, também com relação à função social da Petrobras, cabe transcrever o que dispõe o art. 173 da Constituição Federal de 1988: “Art. 173. Ressalvados os casos previstos nesta Constituição, a exploração direta de atividade econômica pelo Estado só será permitida quando necessária aos imperativos da segurança nacional ou a relevante interesse coletivo, conforme definidos em lei. § 1º A lei estabelecerá o estatuto jurídico da empresa pública, da sociedade de economia mista e de suas subsidiárias que explorem atividade econômica de produção ou comercialização de bens ou de prestação de serviços, dispondo sobre: I - sua função social e formas de fiscalização pelo Estado e pela sociedade; II - a sujeição ao regime jurídico próprio das empresas privadas, inclusive quanto aos direitos e obrigações civis, comerciais, trabalhistas e tributários; § 2º As empresas públicas e as sociedades de economia mista não poderão gozar de privilégios fiscais não extensivos às do setor privado. § 3º A lei regulamentará as relações da empresa pública com o Estado e a sociedade.

§ 4º A lei reprimirá o abuso do poder econômico que vise à dominação dos mercados, à eliminação da concorrência e ao aumento arbitrário dos lucros. § 5º A lei, sem prejuízo da responsabilidade individual dos dirigentes da pessoa jurídica, estabelecerá a responsabilidade desta, sujeitando-a às punições compatíveis com sua natureza, nos atos praticados contra a ordem econômica e financeira e contra a economia popular.” (Grifamos) Pois bem. Transcrito o dispositivo constitucional acima, peço vênias para apresentar a este Tribunal artigo de autoria do colunista, ex-Ministro da Fazenda e economista, Maílson da Nóbrega, publicado em 15/03/2022, no site da Revista Veja, que traz explanação objetiva e clara acerca da função social da Petrobras: “Em declaração na segunda-feira, 14, o presidente do Senado, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), disse que “a Petrobras tem ‘função social’ e precisa participar do esforço para a redução do preço dos combustíveis no país”. Dependendo do que se define como “função social da empresa”, Pacheco pode estar certo ou errado. Creio que está errado. No sistema capitalista moderno, a atuação empresarial do Estado se justifica apenas em condições excepcionais. Dele se espera a construção de instituições que garantam direitos de propriedade e o cumprimento de contratos, dois dos mais relevantes ingredientes de uma economia de mercado.

Ao Estado compete, além disso, funções essenciais nos campos da educação, da saúde, da ciência e tecnologia, da infraestrutura econômica, e nas condições para o pleno funcionamento do estado democrático de direito, particularmente as liberdades de imprensa e de opinião. Na seara econômica, admite-se a atuação empresarial do Estado quando há falhas de mercado, que devem ser supridas para viabilizar o desenvolvimento de um país. Foram os casos da criação de empresas estatais europeias nas áreas ferroviária e bancária no século XIX, dada a ausência de capacidade empresarial, inclusive financeira, que as viabilizassem. O mesmo aconteceu no Japão na dinastia Meiji, também no século XIX, quando também surgiram estatais em outras áreas. Elas foram privatizadas quando a falha de mercado desapareceu na Europa e no Japão. Enquanto não forem privatizadas, as estatais precisam operar o mais próximo possível da forma de atuar das empresas privadas. Quando o Estado cria sociedades de economias mistas como a Petrobras, que admite acionistas particulares, o objetivo é receber capitais para seu desenvolvimento e fazer com que elas sigam as regras de governança aplicáveis ao setor privado. Estatais não podem, pois, ser instrumento de subsídio ao preço dos bens e serviços que oferecem ao público.

Além de contrariar a lógica privada que as deve reger, os subsídios significam interferência indevida e ilegal, em detrimento dos acionistas privados que acreditaram no governo e investiram recursos na estatal. Subsídio ao preço de combustíveis, quando justificado, é responsabilidade exclusiva do Estado, não de empresas, sejam públicas ou privadas. A Petrobras exerce função social quando é bem gerida, inclusive no relacionamento com seus stakeholders, isto é, as partes interessadas (colaboradores, clientes, fornecedores, financiadores e a comunidade onde atua). A responsabilidade de suprir uma falha de mercado, que já era discutível na época de sua criação (1953), precisa mais do que nunca ser repensada.”[51] (Grifos adicionados) Transcrevo também artigo publicado em 23/05/2022, no Diário de Pernambuco, pelo colunista, professor titular de economia da UFPE e economista chefe do Sistema LIDE Pernambuco, Ecio Costa: “Nos últimos 10 anos, a Petrobras rendeu em impostos e dividendos R$ 1,4 Trilhão ao Governo, enquanto pagou R$ 94 Bilhões em dividendos para os sócios minoritários, segundo levantamento feito pelo Bradesco BBI. O que foi feito com esses recursos é a questão a ser discutida. As últimas semanas têm gerado muitas discussões sobre o papel social da Petrobras como empresa pública diante dos preços elevados dos combustíveis e da inflação que tem gerado na economia. Muitos argumentam que a Petrobras deveria reduzir os preços pois é seu papel social.

Segundo levantamento do Bradesco BBI, a Petrobras teve papel fundamental na arrecadação de impostos do Governo e via pagamento de dividendos, pois o Governo detém 50,8% das ações com voto e 28% das ações totais da Petrobras, o que renderá R$ 25 Bilhões somente entre maio e junho e rendeu R$ 72,72 Bilhões em dividendos para todos os seus acionistas em 2021. Embora esses dividendos sejam obrigatoriamente usados para amortizar o endividamento público, ajuda em muito nas contas públicas, pois o Governo não precisa cobrar ainda mais impostos da população nem aumentar o endividamento num ritmo mais rápido, controlando a dívida pública e liberando espaço para políticas sociais. A ajuda no controle do endividamento libera orçamento para que o Governo possa fazer políticas públicas, com o intuito de trazer benefícios sociais para a população. Na realidade, o represamento dos preços pode trazer prejuízos como política econômica para toda a população, pois irá diminuir tanto a arrecadação quanto o resultado da empresa, que diminuirá a distribuição de dividendos. Os acionistas minoritários receberam 15 vezes menos que o Governo durante o período analisado. Esse rendimento ficou inferior ao índice Ibovespa, o barril de petróleo brent ou mesmo o CDI. Ou seja, o retorno foi negativo no período, talvez até repercutindo as constantes ameaças de intervenção na Petrobras.

Os brasileiros têm se beneficiado mais que os acionistas minoritários através da arrecadação de impostos e distribuição de dividendos para o Governo. Uma mudança na política de preços da Petrobras pode sair como um tiro pela culatra, pois irá derrubar a receita para o Governo.”[52] (grifos adicionados) Pois bem. Diante das lições divulgadas pelos ilustres cronistas nos artigos acima, passo a discorrer sobre qual seria, de fato, a função social da Petrobras, em se tratando de uma sociedade de economia mista. Neste desiderato, transcrevo a seguir o disposto no art. 57 do Estatuto Social da Petroleira, ipsis litteris: “Art. 57- A Diretoria Executiva poderá autorizar a prática de atos gratuitos razoáveis em benefício dos empregados ou da comunidade de que participe a empresa, inclusive a doação de bens inservíveis, tendo em vista suas responsabilidades sociais, na forma prevista no § 4º do art. 154 da Lei nº 6.404, de 1976.” (Grifos adicionados) Cabe observar que o art. 57, acima transcrito, reproduz os termos do disposto no § 4º do art. 154 da Lei nº 6.404, de 1976, o qual estabelece que a Petrobras, ao cumprir com sua função social estabelecida no Estatuto Social, deverá observar o seguinte, in verbis: “Art. 154. O administrador deve exercer as atribuições que a lei e o estatuto lhe conferem para lograr os fins e no interesse da companhia, satisfeitas as exigências do bem público e da função social da empresa.

§ 4º O conselho de administração ou a diretoria podem autorizar a prática de atos gratuitos razoáveis em benefício dos empregados ou da comunidade de que participe a empresa, tendo em vista suas responsabilidades sociais.” (Grifos adicionados) Neste sentido, e conforme apurei, em cumprimento às disposições legais e estatutárias relacionadas à sua função social, além das diversas iniciativas multi-institucionais realizadas constantemente pela empresa, a Petrobras promove, de forma independente, diversos projetos como, por exemplo, os programas Petrobras Socioambiental e Petrobras Cultural e faz parte, desde 2006, do programa Pró-equidade de Gênero e Raça, que promove a igualdade de gênero no mercado de trabalho. Também participa da Oil and Gas Climate Initiative, constituída pelos presidentes das dez maiores operadoras mundiais de óleo e gás. Todas estas iniciativas integram o conjunto das responsabilidades sociais da Petrobras, conforme consta em seu Estatuto Social. Inobstante, em que pese a realização das iniciativas acima, de cunho eminentemente social, a Petrobras, ao gerar lucros e dividendos e pagar seus impostos, também cumpre, por vias transversas, com sua função social. Neste sentido, vejamos o que dispõe a Lei das Estatais, em seu art. 27, in verbis: “Art. 27.

A empresa pública e a sociedade de economia mista terão a função social de realização do interesse coletivo ou de atendimento a imperativo da segurança nacional expressa no instrumento de autorização legal para a sua criação. § 1º A realização do interesse coletivo de que trata este artigo deverá ser orientada para o alcance do bem-estar econômico e para a alocação socialmente eficiente dos recursos geridos pela empresa pública e pela sociedade de economia mista, bem como para o seguinte: I - ampliação economicamente sustentada do acesso de consumidores aos produtos e serviços da empresa pública ou da sociedade de economia mista; II - desenvolvimento ou emprego de tecnologia brasileira para produção e oferta de produtos e serviços da empresa pública ou da sociedade de economia mista, sempre de maneira economicamente justificada. § 2º A empresa pública e a sociedade de economia mista deverão, nos termos da lei, adotar práticas de sustentabilidade ambiental e de responsabilidade social corporativa compatíveis com o mercado em que atuam.

§ 3º A empresa pública e a sociedade de economia mista poderão celebrar convênio ou contrato de patrocínio com pessoa física ou com pessoa jurídica para promoção de atividades culturais, sociais, esportivas, educacionais e de inovação tecnológica, desde que comprovadamente vinculadas ao fortalecimento de sua marca, observando-se, no que couber, as normas de licitação e contratos desta Lei.” (Grifos adicionados) Da interpretação dos dispositivos legais acima, resta inconteste que a Petrobras pode e deve cumprir com suas responsabilidades sociais, contudo sem se afastar de seus princípios de governança e compliance, independentemente das opiniões sociais ou políticas, dentro dos estritos limites de gestão de uma empresa de capital misto, como é o caso. E os princípios aqui apresentados são plenamente aplicáveis também e de igual forma com relação à distribuição de combustíveis no país. Ainda que seu estatuto social (art. 3º, caput) faça menção que um dos objetivos da Petrobras é a distribuição de combustíveis, a empresa não pode, a pretexto da cláusula estatuária, deliberadamente realizar operações que acarretem prejuízos aos seus acionistas.

Isso equivale a dizer que o atendimento à função social da Petrobras, incluída aí a garantia da distribuição de combustíveis, que é estabelecida pelo acionista controlador, a União Federal, deve ser conciliável e andar junto com a busca de resultados positivos e do lucro, de maneira que a busca pela rentabilidade do capital não fique relegada em relação à função social da empresa, de forma a “ assegurar que o projeto do empresário seja compatível com o igual direito de todos os membros da sociedade de também realizarem os seus respectivos projetos de vida”[53] . Em conclusão, a função social da Petrobras também está sendo plenamente executada quando sua gestão gera receitas para o Governo, vez que as receitas, oriundas da gestão eficiente da Petrobras, melhoram os resultados das contas do governo, minorando o endividamento do País e a necessidade de aumento da carga tributária que já é imposta à sociedade. Assim, com tais recursos aumenta-se a capacidade da União para execução de políticas públicas benéficas à população brasileira. Repassar a atribuição de garantir a distribuição de combustíveis apenas e tão somente à Petrobras equivale a elevar o grau de incerteza política agregado à petroleira e prejudicar os processos de abertura do mercado de petróleo e gás natural no mercado brasileiro.

Como restou comprovado nos capítulos anteriores, a exemplo do que já ocorre atualmente, no cenário pós-Operação, a Petrobras, maior produtora nacional de combustíveis e que possui e controla as maiores e mais modernas refinarias do país, continuará sendo também o principal importador e, assim, manterá sua posição e papel fundamental no abastecimento das demais distribuidoras que atuam na Região Norte. Sobre a Distribuição de Combustíveis no Brasil Preliminarmente, conforme dito alhures, especificamente com relação à distribuição de combustíveis na Região Norte, a Petrobras/REMAN não possui atividades no mercado de distribuição de combustíveis na Região Norte e, desta forma, a Operação em tela não acarretará qualquer tipo de sobreposição entre as atividades da Atem e da REMAN no mercado de distribuição. Neste sentido, em relação à função da Petrobras na distribuição de combustíveis no Brasil, cabe observar que, de acordo com o art. 1.º de seu Estatuto Social, a Petroleira é uma sociedade de economia mista, sob controle da União, com prazo de duração indeterminado, regida pelas normas de direito privado, especialmente pela Lei das SA’s (Lei nº 6.404/1976), pela Lei das Estatais (Lei nº 13.303/16), pelo Decreto nº 8.945/2016, e por seu Estatuto Social. Em complemento, a Lei do Petróleo (Lei n.º 9.478/97), em seu art.

61, caput, estabelece que a Petrobras tem por objeto a pesquisa, a lavra, a refinação, o processamento, o comércio e o transporte de petróleo proveniente de poço, de xisto ou de outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, além das atividades vinculadas à energia, podendo promover a pesquisa, o desenvolvimento, a produção, o transporte, a distribuição e a comercialização de todas as formas de energia, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins, que devem ser desenvolvidas segundo as condições de mercado, observados os princípios e diretrizes da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 e da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e em caráter de livre competição com outras empresas. Por sua vez, o Estatuto Social da Petrobrás, em seu art. 3º, § 3º, estabelece que: “A Petrobras poderá ter suas atividades, desde que consentâneas com seu objeto social, orientadas pela União de modo a contribuir para o interesse público que justificou a sua criação, visando ao atendimento do objetivo da política energética nacional previsto no art. 1º, inciso V, da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997” (Grifei). De outro tanto, a Lei nº 9.478/97, ao estabelecer os princípios e objetivos da política energética nacional, no inciso V de seu do art. 1º visou garantir o fornecimento de derivados de petróleo em todo o território nacional, observados os termos do § 2º do art. 177 da Constituição Federal. Já o art.

8º, inciso I, da referida Lei nº 9.478/97 e art. 1º, caput, da Lei nº 9.847/99 estabelecem que compete à ANP, com ênfase na garantia do abastecimento nacional de combustíveis, a implementação da política energética nacional de petróleo, gás natural e biocombustíveis. Assim, por ser a Petrobras uma sociedade de economia mista, em face dos dispositivos acima e em havendo relevante interesse coletivo, caso haja orientação da União Federal, como controladora da Petrobras, com o objetivo de assegurar o fornecimento de derivados de petróleo ao mercado, para que a Petroleira pratique atos de gestão em condições diferentes às de qualquer outra empresa do setor privado, a prática de tais ações não poderão colocar em risco a rentabilidade e a sustentabilidade financeira da Empresa, pois, nos termos de seu Estatuto Social (art. 3º, § 3º), a atuação da Petrobras deverá ser compatível com o objeto social da Companhia e com as condições de mercado.

Ressalto também que, na forma do artigo 8º, §2º, da Lei das Estatais (Lei nº 13.303/2016), o qual determina que as empresas públicas e as sociedades de economia mista deverão observar requisitos mínimos de transparência ali estabelecidos, em caso de se assegurar o fornecimento de derivados de petróleo ao mercado, por interesse público, em condições diversas às de qualquer outra empresa privada que atue no mesmo mercado, as obrigações ou responsabilidades assumidas pela Petrobras deverão estar definidas em norma ou regulamento e estar previstas em documento específico, como contrato ou convênio, observada a ampla publicidade destes instrumentos, bem como a divulgação dos seus custos e receitas discriminados, inclusive no plano contábil (incisos I e II). Contudo, ressalto que a Petrobras não pode, em razão da legislação vigente, efetuar e executar diretamente políticas públicas que impliquem em subsídio e/ou subvenção econômica sobre o preço dos derivados de petróleo, vez que, nos termos dos art. 73 da Lei do Petróleo e art. 12, § 3.º, inciso II, C/C art. 18, ambos da Lei n.º 4.320/64 (Estatui Normas Gerais de Direito Financeiro para elaboração e controle dos orçamentos e balanços da União, dos Estados, dos Municípios e do Distrito Federal), trata-se de competência específica da União Federal. Nesta direção, ainda que seu estatuto social (art.

3º, caput) faça menção que um dos objetivos da Petrobras é a distribuição de combustíveis, a empresa não pode, a pretexto da cláusula estatuária, deliberadamente realizar operações que acarretem prejuízos aos seus acionistas. Ou seja, ainda que se esteja diante de hipótese de relevante interesse coletivo, sob o pretexto de atendimento à função social da Petrobras, em que haja orientação da União Federal, como controladora da Petrobras, para que a Petroleira pratique atos de gestão em condições diferentes às de qualquer outra empresa do setor privado, de forma a assegurar a distribuição de combustíveis, a execução de tais atos deve ser conciliável e andar junto com a busca de resultados positivos e do lucro, de maneira que a busca pela rentabilidade do capital não fique relegada em relação à função social da empresa. Por certo, a realização da função social de uma sociedade de economia mista, como é o caso da Petrobras, não pode prejudicar a livre iniciativa, tampouco a busca por resultados empresariais satisfatórios, mas, repita-se, “... assegurar que o projeto do empresário seja compatível com o igual direito de todos os membros da sociedade de também realizarem os seus respectivos projetos de vida”[54] .

Desta forma, a Petrobras, como sociedade de economia mista, que deve pautar sua gestão pelas regras do mercado, ao executar sua função social, inclusive no que tange à garantia de distribuição e fornecimento de combustíveis, estará adstrita aos termos da legislação de regência e de seu estatuto social, dentro das leis de mercado e da livre concorrência, não sendo seu objetivo principal a garantia do bem-estar social. Tal ofício é de obrigação, sim, do Governo Federal. Repassar tal atribuição à empresa, acarreta a elevação do grau de incerteza política agregado à Petroleira e prejudica os processos de abertura do mercado de petróleo e gás natural no mercado brasileiro. Assim, com relação à distribuição e garantia de fornecimento de combustíveis pela Petrobras na Região Norte, em que pese o art. 3º, caput, de seu estatuto social dispor que um dos objetivos da Companhia é a distribuição de combustíveis, a prática destas políticas de distribuição pela Petrobras deverá, sempre, ser compatível e atrelada ao objeto social da Companhia e com as condições de mercado, de maneira que a busca pela rentabilidade do capital não fique relegada em relação à função social da empresa. Assim, no caso presente, a garantia do fornecimento e distribuição de derivados de petróleo na Região Norte (ou qualquer outra região), pela Petrobras, não pode ser feito à revelia de seu plano de negócios e colocando em risco a rentabilidade e a sustentabilidade financeira da Companhia.

Inobstante o acima exposto, em face de tudo o quanto consta da instrução do presente Ato de Concentração, resta claro que a aprovação da presente Operação não afetará a distribuição e o abastecimento do mercado de derivados de petróleo na Região Norte. Cabe lembrar também que, pelas tabelas apresentadas anteriormente, contendo informações sobre os Contratos de Carregamento Fluvial das Distribuidoras, ficou demonstrado que, conforme volumes trazidos pela Petrobras até o Terminal de Itacoatiara em 2021, a Petrobras atende diretamente às distribuidoras Equador, Ipiranga, Raízen/Sabbá e Vibra no Terminal de Itacoatiara. Assim, resta claro que, após a Operação, a Petrobras se manterá competitiva na Região Norte, vez que continuará fornecendo, nos moldes atuais, via cabotagem, insumos originados de outras refinarias ou importados. iv. Preços. Diferenças entre métodos de precificação PPI e PIP. O PPI (Preço de Paridade de Importação) consiste em estimativa de custo para importação de determinado produto, não se tratando, portanto, de um valor absoluto, único e percebido igualmente pelos diferentes agentes do mercado. Apesar de servir como balizador dos preços praticados no mercado, os reais valores de importação variam de agente para agente, dependendo de características variadas, tais como, por exemplo, as relações comerciais no mercado internacional e doméstico, o acesso à infraestrutura logística e a escala de atuação.

A Ipiranga sustenta que a Petrobras, no controle da REMAN, “subsidia” o preço dos produtos comercializados (em relação ao PPI), isto é, afirma que o Preço Interno ao Produtor (“PIP”) efetivamente praticado pela Petrobras seria descasado do PPI. Como visto no capítulo dedicado a esclarecer a atuação da Petrobras, demonstro que a empresa não concede subsídios e não define políticas públicas, sendo o lucro a sua principal meta. A partir dessa premissa equivocada, essa Terceira Interessada afirma a existência de margem para um suposto aumento de preço praticado pelo controlador da refinaria no cenário pós-Operação (na medida em que o novo controlador da refinaria teria supostamente incentivos para praticar o preço de mercado baseado no PPI, e não preços subsidiados na Região Norte alegadamente praticados atualmente pela Petrobras). Primeiro que a premissa da afirmação da Ipiranga é falsa na medida em que os preços praticados pela REMAN não são “subsidiados” e todos os custos são repassados as distribuidoras que, por sua vez, repassam aos consumidores finais. Dessa forma, correto afirmar que os preços praticados pela Petrobras acompanham o PPI praticado na praça de Itacoatiara, tal como já demonstrado pelas Requerentes na Petição SEI n º 1042179(vide figuras 33 e 34) e nas manifestações subsequentes. Os gráficos reapresentados a seguir evidenciam que os preços praticados pela REMAN na comercialização de diesel S10 e gasolina A acompanham o valor do PPI na praça de Itacoatiara:

Imagem 06 - Comparativo de Preços – PPI Itacoatiara x Reman (diesel S10) Fonte: Elaboração interna REAM Imagem 07 - Comparativo de Preços – PPI Itacoatiara x Reman (gasolina A) Fonte: Elaboração interna REAM Da mesma forma, o gráfico abaixo, que registra a evolução do indicador publicado pela ANP com base nos dados da Platts e os preços praticados pela Petrobras em Manaus para a modalidade de venda padrão EXA, também corrobora o que vem sendo exposto pelas Requerentes nos autos quanto ao fato de preços praticados pela REMAN terem por referência o preço de mercado (PPI). Imagem 08 - Comparativo de Preços – PPI Manaus x Reman (gasolina A) Fonte: Elaboração interna Petrobras com base em dados da ANP Ainda que os valores absolutos não possam ser comparados diretamente (pelos motivos já explicados), o gráfico evidencia o posicionamento da Petrobras, registrado em comunicados ao mercado e à imprensa, quanto à prática de preços em equilíbrio com o mercado internacional, embora sem o repasse imediato da volatilidade das cotações internacionais e da taxa de câmbio causada por eventos conjunturais.

Portanto, com base nos fatos descritos acima, não resta dúvida de que os preços praticados pela Petrobras em Manaus e em Itacoatiara já seguem o preço de mercado (PPI), de forma que não tem cabimento a tese trazida pelas Recorrentes em seus apelos de que o fornecimento alternativo via produção em outras refinarias (nacionais e/ou estrangeiras) só seria possível em decorrência do sistema integrado da Petrobras. De fato, os gráficos evidenciam que, ainda que possa existir algum delay na precificação feita pela Petrobras na refinaria (sem que a volatilidade das cotações internacionais e da taxa de câmbio causada por eventos conjunturais sejam repassadas imediatamente aos preços praticados na REMAN), o fato é que os preços praticados pela Petrobras em Manaus e em Itacoatiara seguem o preço de mercado (que é baseado no PPI), e não estão baseados em políticas subsidiadas internas. Ainda que assumíssemos como verdadeiro o suposto “subsídio” da Petrobras - o que se ventila apenas para fins de argumentação, já que essa premissa não é verdadeira -, (i) nada impede que a empresa mantenha a prática indefinidamente, forçando a manutenção do “preço de mercado” artificialmente baixo na Região Norte;

e, mais importante, (ii) é uma contradição em termos definir o preço supostamente “subsidiado” pela Petrobras como “preço de mercado”, razão pela qual a Ipiranga não pode pretender aplicar o Teste do Monopolista Hipotético (TMH) a partir do preço pré-operação que ela própria afirma ser “subsidiado”, ou seja, não de mercado. Sobre o assunto a Raízen sustenta que “após a operação qualquer compra em outra refinaria teria que ser feita a preços de mercado e o comprador ainda arcar com todos os custos de transporte até Manaus”, como se preços de mercados fossem excrecência e como se a Petrobras ou qualquer outro agente econômico já não repassassem os custos de transporte até Manaus. Do que se deveria concluir que, segundo o argumento da Raízen, o CADE deveria agir preventivamente para reprovar operação geradora de investimentos em ampliação da oferta e da concorrência no refino apenas para evitar que a compra de combustíveis pelas Recorrentes “tenha que ser feita a preço de mercado”. Segundo a Ipiranga, considerando que a produção da REMAN é deficitária, a Petrobras tem realizado o importante papel de trazer combustíveis de outras regiões e até mesmo de importações para o Norte do país. Segundo a Recorrente – e que entendo incorreto – a Petrobras, nesse trânsito dos combustíveis, supostamente subsidia os custos de fretes, equiparando preços, de modo que, com a saída da Petrobras, a região norte sofreria com aumentos relevantes de preço, agravado pela falta de rivalidade.

Para a realização dessa análise, a Ipiranga propõe uma análise de mercado relevante diferente do que foi proposta pela Superintendência-Geral e o faz aplicando o Teste do Monopolista Hipotético (TMH). Enquanto a Superintendência define o mercado relevante produto como gasolina A e diesel A e leva em consideração, como a área de influência da refinaria, a Região Norte, exceto Tocantins, a Ipiranga propõe que no âmbito geográfico sejam considerados apenas os Estados do Amazonas, Roraima e Acre para a análise de mercado upstream. Segundo a Ipiranga, Estados como Roraima (integralmente) e Acre são atendidos a partir de Manaus e, em segundo lugar, os mercados de gasolina A e diesel A são distintos dos mercados de gasolina C e diesel B, no que concerne ao mercado downstream. Necessário se faz tecer considerações sobre essa possibilidade de análise de mercado relevante e a aplicação no Teste do Monopolista Hipotético nesse cenário. Primeiramente, destaco a definição desse método de análise de mercado relevante[55] : “O teste do “monopolista hipotético” consiste em se considerar, para um conjunto de produtos e áreas específicos, qual seria o resultado final de um ‘pequeno, porém, significativo e não transitório’ aumento de preços para um suposto monopolista desses bens naquela área, levando em conta a reação dos consumidores.

Se, como resultado, se conclui que o monopolista não consideraria o aumento de preços rentável, então se entraria num exercício sucessivo de busca de substituibilidades para os bens e áreas, até chegar a um conjunto em que o aumento viesse a ser considerado rentável pelo monopolista. Com isso o mercado relevante estaria constituído”. Em segundo lugar, entendo que o TMH não é mandatório em todas as análises de mercado relevante desempenhada pelo CADE. O próprio Guia H indica esse método como uma das alternativas existentes e possíveis para análise de mercado relevante, que possui duas limitações: “existem limitações para se realizar a aplicação do teste do monopolista hipotético, especialmente pela dificuldade de se obter dados para a estimação das curvas de oferta e demanda, pois, as informações não estão disponíveis para as autoridades da defesa de concorrência de maneira adequada e desagregada.

Metodologias alternativas ao teste do monopolista hipotético podem ser utilizadas na delimitação do mercado relevante em razão da dificuldade operacional de realizá-lo e pelo fato de não existir um consenso na literatura a respeito do melhor método empírico para determiná-lo”[56] Entendo que a análise da Superintendência-Geral, que concluiu pela não adoção do Teste do Monopolista Hipotético, levou em consideração os julgados proferidos por este Tribunal em situações análogas e as ponderações feitas pela Superintendência, sobre as peculiaridades da região e dos mercados, foi extremamente completa e atende satisfatoriamente ao caso sob exame. Ademais, e no mesmo sentido, o Parecer Econômico subscrito pela EDAP conclui que, diante de um pequeno, mas significativo e não transitório, aumento de preço (SSNIP) as importações (que já são uma realidade) seriam ainda mais atrativas: “No caso em tela, as importações (assim como os derivados provenientes de outras regiões do Brasil) são parte constitutiva do mercado, aliás representam a maior parte dele. Qualquer suposto aumento de preço de venda por parte da REMAN torna a fonte externa, que já compete com o produto de produção local, mais atrativa” Os dados apresentados no referido estudo apontam a existência de efetiva rivalidade das “importações” (importações de fato e derivados oriundos de outras refinarias brasileiras), fato que demonstra ser pouco provável o exercício de poder de mercado por parte da REMAN no cenário pós-Operação.

Portanto, entendo que o preço praticado antes e depois da Operação continuará a ser influenciado pelo preço de mercado, que é o preço que vier a ser praticado pelos concorrentes da refinaria que já ofertam combustíveis na Região Norte, isto é, o preço mais competitivo praticado pelos diversos ofertantes desse mercado. Em qualquer cenário, esse preço será inevitavelmente igual ou menor que o PPI (Preço de Paridade de Importação), conforme já mencionado. v. Sobre o ACC Proposto pelas Requerentes. Em atenção às preocupações concorrenciais suscitadas pelas Terceiras Interessadas e por integrantes deste Tribunal, as Requerentes apresentaram proposta de Acordo em Controle de Concentrações (ACC) no dia 12 de agosto de 2022, em observância ao prazo disposto no art. 125, §9º, do Regimento Interno[57] . Em 17/8/2022 apresentaram nova versão da proposta. Os principais compromissos do acordo podem ser divididos em duas diretrizes principais: 1º - na garantia de acesso ao TUP REMAN para prestação de serviços de movimentação dos produtos; e 2º - na garantia da conexão dutoviária por empresas atuantes no ramo de distribuição de combustíveis em Manaus/AM. O remédio comportamental proposto busca sanar a questão da integração vertical existente no mercado e mitigar qualquer discriminação de acesso pela REMAN, conforme o que já determina a Resolução nº 881/2022 da ANP, sendo meramente um enforcement daquilo que já consta em lei, conforme descrito nas seguintes cláusulas:

[ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] (1) na garantia de acesso ao TUP Reman para prestação de serviços de movimentação dos produtos: (2) na garantia da conexão dutoviária O Acordo indica a arbitragem como resolução de possíveis controvérsias decorrentes das obrigações deste ACC: “5.1. Durante o prazo do ACC, sem prejuízo das competências regulatórias da ANP e das competências do CADE, o Proponente poderá iniciar procedimento arbitral privado para buscar a solução de controvérsias decorrentes das obrigações previstas nas Cláusulas 3.13 e 4.14 do ACC envolvendo remuneração e outras condições de ordem comercial surgidas exclusivamente durante as negociações de prestação de Serviços de Movimentação dos Produtos e de conexão dutoviária”. Em caso de descumprimento, o ACC também prevê penalidades para dissuadir o desrespeito aos compromissos assumidos: 7.1 Sem prejuízo da aplicação da taxa SELIC pela mora no pagamento de penalidades, o intencional descumprimento de determinação final da ANP com relação às Cláusulas 3.11. e 4.12 do ACC está sujeito à imposição de multas no valor de [Acesso Restrito Ao CADE e a REAM] por dia de descumprimento de cada determinação final da ANP que tiver sido comprovadamente descumprida, sendo limitado ao montante de [Acesso Restrito Ao CADE e a REAM] por violação, a ser recolhida em favor do Fundo de Defesa dos Direitos Difusos, sem prejuízo de medidas específicas determinadas pelo CADE para assegurar o cumprimento definitivo dos termos do presente ACC.

7.2 Sem prejuízo da aplicação da taxa SELIC pela mora no pagamento de penalidades, o intencional descumprimento da decisão do Tribunal Arbitral com relação as Cláusulas 3.12 e 4.13, nos termos do disposto na Cláusula 5.9 do ACC, está sujeito à imposição de multa no valor de [Acesso Restrito Ao CADE e a REAM] por dia de descumprimento de cada de cada decisão do Tribunal Arbitral que tiver sido comprovadamente descumprida, sendo limitado ao montante de [Acesso Restrito Ao CADE e a REAM] por violação, a ser recolhida em favor do Fundo de Defesa dos Direitos Difusos, sem prejuízo de medidas específicas determinadas pelo CADE para assegurar o cumprimento definitivo dos termos do presente ACC. A proposta trazida pelas Requerentes, a meu ver, apenas reforça termos já constantes na lei e em regulação da ANP, esta sim, autarquia responsável pelo monitoramento do mercado de combustíveis. Assim, não seria necessária a atuação do Cade meramente no sentido de ser mais uma via de garantir a efetividade das regras da ANP – afinal, nenhuma empresa detém o poder de escolher qual lei ou qual regra será aplicada para si ou não. Os impactos e alterações que clamam as terceiras interessadas, considerando o setor, não derivam de questões oriundas unicamente da presente operação, mas se trata de resultados do longo período de monopólio da Petrobras sobre as estruturas envolvendo combustíveis e que estão sendo alteradas com a proposta do TCC do Gás e em outras frentes de desinvestimento.

Dessa forma, em consonância com questões apresentadas pelas terceiras interessadas e pelos Tribunal, compreendo que o presente ACC não se faz necessário, devendo a Operação ser aprovada sem restrições. vi. Conclusões Por tudo o que foi exposto, entendo que a Operação deve ser aprovada em seus termos, dado que dela resultaram os propósitos elencados no TCC do gás. Ainda que as Requerentes tenham proposto a celebração de ACC para repisar a legalidade da Operação, entendo que essa aprovação não carece dessas medidas, uma vez que estão contempladas na lei e na Regulação da ANP. Assim, voto por bem aprovar a Operação nos seus próprios termos, sem restrições. É o voto. (assinado eletronicamente) Lenisa Rodrigues Prado Conselheira-Relatora ____________________________ [1] Formulário de Notificação – SEI nº 0986909. [2] Formulário de Notificação – SEI nº 0986909. [3] Formulário de Notificação – SEI nº 0986909. [4] Até o momento, foram celebrados cinco termos aditivos dilatando prazos e fiscalizando o cumprimento das obrigações postas. [5] A descrição dos Ativos Desinvestidos encontra-se detalhada no Anexo I do Processo 08700.002715/2019-30 [6] Cláusula Segunda – Das Obrigações da PETROBRAS. A. Compromisso de desinvestimento 2.1. A Petrobras se compromete a alienar integralmente os seguintes ativos:

Refinaria Abreu e Lima (RNEST), Unidade de Industrialização de Xisto (SIX), Refinaria Landulpho Alves (RLAM), Refinaria Gabriel Passos (REGAP), Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR), Refinaria Alberto Pasqualini (REFAP), Refinaria Isaac Sabbá (REMAN); Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste (LUBNOR) e seus respectivos Ativos de Transporte (conjuntamente “Ativos Desinvestidos”). 2.1.1. O desinvestimento será executado por meio do Projeto de Desinvestimento na Área de Refino, nos termos da Sistemática de Desinvestimentos da PETROBRAS, que segue o regramento disposto no Decreto 9.188/17 ou legislação que lhe sobrevenha. [7] Ipsis literis é a redação do trecho da manifestação referida: “4. Dos Pedidos. SEI nº 1103622. a. Que este recurso seja apreciado, e posteriormente provido, haja vista o seu cabimento no presente processo administrativo. b. Ante o exposto, requer, a partir deste recurso de terceiro interessado, que seja o ANAPAPETRO habilitada como terceiro interessado legítimo neste Ato de Concentração, que a decisão deste Conselho Administrativo de Defesa da Ordem Econômica seja revista e a privatização da REMAN ao grupo ATEM seja paralisada”. [8] Redação do art. 118 do RICADE. [9] Resposta Ofício Fogás – SEI nº 1001474– Questão 09 [10] SEI nº 1096349 [11] Fogás – SEI nº 1070566 [12] Parecer SG – SEI nº 1060809. [13] [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [14] OCDE, Policy Roundtables: Refusals to Deal. Disponível em: . Acesso em 02.08.2022.

[15] [ACESSO RESTRITO AO CADE E À IPIRANGA] [16] A ANP, por meio do Ofício nº 154/2016/SDR, apresentado no âmbito do AC 08700.006444/2016-49 (Ipiranga e Alesat), também entendeu que ‘via de regra, o mercado relevante coincide com os limites geográficos de cada estado da federação’. Ela também indicou que há casos em que o mercado pode abarcar mais de um estado em função das características logísticas da região. Para o presente caso, a Agência também empreendeu sua análise de integração vertical considerando mercados estaduais, englobando os estados da região norte, exceto Tocantins. [17] Nota Técnica nº 22/2022/DEE/CADE. [18] Por aquisições, nesse contexto, entende-se o combustível importado do exterior e o adquirido de outras refinarias localizadas no mercado interno. [19] Faz-se referência ao Quadro 22: Importações diretas e indiretas Região Norte - Fonte: ANP e Petrobrás. [20] Fls. 25 [21] Vibra Energia (SEI nº 1002255); Ipiranga (SEI nº 1002539); Raízen (SEI nº 1002508); Equador (SEI nº 1002652) [22] Como demonstrado no parágrafo 34 e seguintes da Petição SEI nº 1042179 [23] A produção desses produtos pela Reman depende do recebimento de óleo cru e de derivados/insumos, advindos essencialmente de outras refinarias da Petrobras por cabotagem. [24] Vide: https://cpl.anp.gov.br/anp-cpl-web/public/simp/consulta-base-distribuicao/consulta.xhtml [25] Recurso, § 32. [26] Art. 3º.

A entrada de mercadorias estrangeiras na Zona Franca, destinadas a seu consumo interno, industrialização em qualquer grau, inclusive beneficiamento, agropecuária, pesca, instalação, e operação de indústrias e de serviços de qualquer natureza e estocagem para exportação, será isenta dos impostos de importação, e sobre produtos industrializados. [27] Para um maior detalhamento acerca das origens dos volumes produzidos pela Petrobras em outras regiões e importados pela Petrobras (direcionados para a Região Norte por cabotagem) em 2020 e 2021, com a segmentação por refinaria que originou cada volume, vide informações apresentadas nas Tabelas 7, 8, 9 e 10 da Petição SEI 1042179. Com base nas Tabelas 7, 8, 9 e 10 da Petição SEI 1042179, foi demonstrado que, em 2020, o atendimento da demanda da região se deu majoritariamente pelos volumes produzidos pela própria Petrobras nas refinarias REPAR, REDUC, RLAM, RPBC, REVAP e RNEST, cabotados até o TUP REMAN, o TUP Itacoatiara e o TUP Belém (Terminal de Miramar), sendo complementados pelos volumes importados pela Petrobras e cabotados até a Região Norte e à produção da própria REMAN [28] Por uma questão técnica própria das refinarias de combustíveis, as operações de produção se dão continuamente, sem pausa, e a redução de produção resulta em perda diária de insumos.

[29] “[ACESSO RESTRITO AO CADE E A VIBRA ENERGIA] [30] https://www.tfbsa.com.br [31] (https://www.youtube.com/watch?v=sLCVRyb7Pgs) [32] Informação extraída do vídeo institucional Terminal de abastecimento de Combustíveis Equador Log - Itacoatiara, Amazonas - YouTube [33] SEI nª 1103712, documento nº 15. [34] Formulário de Notificação: “275. Há, ainda, a Portaria ANP nº 251/2000, a qual facilita o acesso a bases e terminais aquaviários para armazenamento de combustíveis. De acordo com referida Portaria, os operadores não podem fazer reservas nos terminais sem de fato utilizá-las, e deverão ceder espaços disponíveis a terceiros em condições não discriminatórias.” [35] Vibra Energia (SEI 1002255): [36] https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/distribuicao-e-revenda/distribuidor/distr/rd-ce-cf-qe/cessao-espaco-carregamento.xlsx [37] Nos termos do Parecer EDAP, essas estruturas já funcionam para o recebimento de derivados pelas distribuidoras: “essas distribuidoras fazem uso regular de suas infraestruturas para recebimento de etanol anidro e biodiesel, que não são fornecidos pela REMAN, mas que necessariamente devem ser acrescidos pelas distribuidoras à gasolina A e ao diesel A para comercialização aos postos de combustíveis” (vide página 10 do Parecer EDAP).

[38] https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/distribuicao-e-revenda/distribuidor/distr/rd-ce-cf-qe/cessao-espaco-carregamento.xlsx [39] [ACESSO RESTRITO AO CADE E A RAIZEN], ou seja, é altamente dependente do fornecimento de produtos fabricados ou recebidos pela refinaria, de modo que TUP, bem como todos os seus ativos, seriam fundamentais para a continuidade de suas atividades”. (SEI nº 1002508) [40] Vibra Energia (SEI nº 1002255). [41] Alegação contida no recurso da Equador Energia. [42] SEI nº 1060809 [43] Petição SEI nº 1042179, §§ 15 e seguintes. [44] SEI nº 1095494. [45] Em que pese a suposta confluência de interesses entre as propostas da ANP e o objetivo das Recorrentes, importante registrar que as Recorrentes não concordaram com os remédios sugeridos. Ilustrativamente, informo que a Raízen entende que as sugestões de remédios apresentadas pela ANP na Nota Técnica Conjunta nº 7/2022/ANP (SEI nº 1048431) são insuficientes porque: “198 (...) mesmo com o livre acesso sugerido (...) continua a persistir a possibilidade de abusos, por parte da pretensa adquirente, no acesso a infraestrutura portuária”. A Recorrente elenca como potenciais abusos que podem decorrer da obrigação para conceder acesso às concorrentes: (i) possibilidade de cobrança de preços exorbitantes para o acesso ao terminal portuário; (ii) possibilidade de tratamento discriminatório nas operações realizadas no TUP REMAN; (iii) possibilidade de realocação das importações pelo grupo Atem;

e (iv) persistência de incentivos para exercício de poder de mercado pelo grupo Atem (privilegiar o refino da REMAN em detrimento das demais distribuidoras)”. [46] Nesses casos, é necessário o envio de documentação que abranja tanto os requisitos de autorização de construção, previstos nos artigos 8°, 9° e 10 da referida Resolução, quanto os requisitos de autorização de operação (artigo 18 da Resolução). Alguns documentos elencados nos artigos referentes à construção não são elegíveis, uma vez que não são mais aplicáveis, tais como Licenças Ambientais de Instalação (tendo em vista que a instalação já possui Licença de Operação), Atestado de Conformidade do projeto (uma vez que já se encontra construído e que o Atestado de Comissionamento já contempla a verificação do atendimento às normas pelo projeto) e cronograma de construção do projeto. A publicação do sumário, em atendimento ao art. 14 da Resolução ANP n° 52/2015, também fica dispensada nesses casos. Adicionalmente, é necessário que a empresa possua cadastro de agente regulado atualizado perante a ANP, em atendimento aos artigos 5° e 6° da Resolução supracitada. [47] Isto equivale a armazenagem suficiente para, pelo menos, 50 mil metros cúbicos, que é algo próximo ao tamanho da própria tancagem da base de distribuição da Atem Distribuidora [48] Autorizações de Operação nº 84/2002 e nº 118/2014 outorgadas pela ANP [49] Pesquisa realizada no seguinte endereço eletrônico:

Capacidade de armazenamento — Português (Brasil) (www.gov.br) [50] A minuta do contrato de arrendamento consta em anexo ao contrato notificado ao CADE. [51] Acessível em https://veja.abril.com.br/coluna/mailson-da-nobrega/qual-seria-a-funcao-social-da-petrobras/ [52] Acessível em https://www.diariodepernambuco.com.br/noticia/economia/2022/05/a-petrobras-cumpre-com-a-sua-funcao-social.html [53] In: FRAZÃO, Ana. Função social da empresa: Repercussões sobre a responsabilidade civil de controladores e administradores de S/As. Rio de Janeiro: Renovar, 2011. [54] FRAZÃO, Ana. Função social da empresa: Repercussões sobre a responsabilidade civil de controladores e administradores de S/As. Rio de Janeiro: Renovar, 2011. [55] Retirado do: https://enciclopediajuridica.pucsp.br/verbete/249/edicao-1/mercado-relevante [56] Artigo: Delimitação de Mercado Relevante para Produtos Diferenciados Usando Elasticidades: O Caso de Chá Pronto para Beber [57] SEI nº 1103720