Ato de Concentração Ordinário nº 08700.006512/2021-37

SEI/CADE - 1114321 - Voto Ato de Concentração Ato de Concentração nº 08700.006512/2021-37 Requerente(s): REAM Participações S.A., Petróleo Brasileiro S.A. 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) Relatora: Conselheira Lenisa Rodrigues Prado VOTO VOGAL - CONSELHEIRO VICTOR OLIVEIRA FERNANDES VERSÃO PÚBLICA voto Sumário 1. Relatório 2. Contextualização da operação no plano de privatizações da Petrobras e discussões sobre os impactos de seu reposicionamento na Região Norte 2. Definição dos mercados relevantes 2.2.1. Mercado relevante de serviços portuários (movimentação e armazenagem) 2.2.2. Considerações sobre a definição de mercados relevantes em cadeias verticalizadas 3. Análise concorrencial da sobreposição horizontal no mercado de fornecimento primário de combustíveis (Gasolina A e Diesel A) na região norte, exceto Tocantins 3.1. Divergências sobre a existência de sobreposição horizontal 3.2. Controvérsias acerca dos volumes cabotados pela Petrobras de outras refinarias e vendidos pela Reman 4. Integração vertical entre fornecimento primário (produção e refino) e distribuição 4.2. Teoria do dano de fechamento do mercado a jusante (“input foreclosure”) 4.2.1. Capacidade de fechamento de mercado:

rivalidade e fornecimento por rotas logísticas alternativas ao TUP Reman 4.2.2. Incentivo de fechamento de mercado: lucratividade da diminuição do fornecimento às distribuidoras 5. Remédios antitruste 5.1. Cenário regulatório 5.2. Remédios solicitados pela ANP 5.3. Remédios negociados com o CADE 5.3.1. Obrigações de acesso ao TUP Reman para prestação de serviços de armazenagem e movimentação dos produtos e para conexão dutoviária 5.3.2. Solução arbitral 5.3.3. Desverticalização 5.3.4. Monitoramento 6. Conclusões e dispositivo 1.Relatório O presente ato de concentração consiste na aquisição, pela Ream Participações S.A. (Ream) da totalidade das ações representativas do capital social da Refinaria de Manaus S.A., que passará a deter, operar e explorar os ativos da Refinaria Isaac Sabbá (Ream) e seus ativos logísticos associados, atualmente subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras). A Superintendência-Geral do CADE (“SG/CADE”) recomendou a aprovação da operação sem restrições, por meio do Parecer nº 6/2022/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1060809) e Despacho SG nº 604/2022 (SEI 1060826). As Terceiras Interessadas admitidas nos autos Distribuidora Equador de Produtos de Petróleo S.A. – Equador Energia (SEI 1070573), Raízen Participações S.A. e Petróleo Brasileiro S.A. (SEI 1070572), Sociedade Fogás Ltda. – Fogas (SEI 1070566) e Ipiranga Produtos de Petróleo S.A. – IPIRANGA (SEI 1070578) interpuseram recursos à decisão da SG/CADE.

No âmbito da 201ª Sessão Ordinária de Julgamento, a conselheira-relator Lenisa Rodrigues Prado apresentou voto pela aprovação da operação sem restrições (SEI 1108322). O julgamento foi interrompido por pedido de vista do Conselheiro Gustavo Augusto Freitas de Lima que, no âmbito da 3ª Sessão Extraordinária, apresentou seu voto-vista, nos termos do qual se manifestou pela aprovação da operação, condicionada à celebração de Acordo em Controle de Concentrações (ACC) (SEI 1110757) O aprofundado voto-relator abordou com notável tecnicidade todos os pontos controvertidos do caso. Apresenta-se no presente voto-vogal algumas considerações complementares à análise concorrencial, bem como à apreciação dos remédios negociados com as Requerentes no âmbito do ACC. 2.Contextualização da operação no plano de privatizações da Petrobras e discussões sobre os impactos de seu reposicionamento na Região Norte Antes de iniciar este voto, ressalta-se que, embora esta operação se insira no contexto do Termo de Cessação de Conduta (“TCC”) firmado pela Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras com o CADE, não está em julgamento no presente caso a revisão ou mesmo uma ratificação do acordo firmado. O âmbito de cognição deste processo cinge-se à análise dos efeitos concorrenciais da operação em análise.

Faço essa ressalva porque, em manifestações juntadas aos autos, algumas das Terceiras Interessadas argumentaram que a saída da Petrobras da região Norte deflagrada pela venda da Refinaria Isaac Sabbá (Reman) teria o condão de provocar profundas distorções no fornecimento de combustíveis, independente do perfil do comprador. A Conselheira-Relatora enfrentou brilhantemente tais alegações na seção final de seu voto, mas entendo oportuno apreciá-las também neste voto-vogal. A ideia de que a privatização da refinaria da Petrobras na região Amazônica seria, por si só, atentatória à livre concorrência constitui um argumento que, na sua essência, tenciona os limites da política antitruste de fusões. O que se debate aqui é em que medida a autoridade de defesa da concorrência pode, ou mesmo deve, reprovar uma operação por enxergar riscos de pressão de preços que não estão relacionados às teorias do dano específicas da fusão em si, mas às possíveis repercussões do reposicionamento de uma empresa estatal que atua em regime de livre mercado. No caso em tela, a Ipiranga (SEI 1095132, p. 7 a 16), com lastro no Parecer Econômico de lavra dos Professores da Faculdade de Economia, Administração, Contabilidade e Ciências Atuarias da Universidade de São Paulo (FEA-USP) Claudio Lucinda e Rodrigo Moita, alegou que a aprovação desta operação geraria 4 (quatro) fontes cumulativas de aumento de preços de combustíveis, dentre elas:

(i) a eliminação de subsídio vis-à-vis preços de paridade de importação e (ii) a eliminação de subsídio sobre fretes de combustíveis cabotados de outras praças pela Petrobras[1] Na visão da Ipiranga, esses subsídios, que seriam “eliminados” pela operação, corresponderiam, em primeiro lugar, à diferença entre o chamado Preço Interno ao Produtor de Manaus (PIP Manaus) e o chamado Preço de Paridade de Importação (PPI)[2] e, em segundo lugar, aos custos logísticos de transporte do óleo cru desde as refinarias do Sistema Petrobras instaladas em outras regiões do país até a área da Amazônia Ocidental. De maneira semelhante, a Equador Energia, em seu recurso, aduziu que “com a privatização da Reman, não haverá qualquer garantia de que o Sistema Petrobras ou qualquer outro agente econômico terá interesse econômico em continuar abastecendo a região da Amazônia Ocidental, por meio de outras refinarias instaladas no Brasil, sem repassar às distribuidoras os custos associados à produção dessas outras refinarias e à logística de transporte do produto a longas distâncias” (SEI 1070573, § 36). Ainda, a Raízen Distribuidora, com base no Parecer Econômico elaborado pela M&A Consultoria Econômica, defendeu 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/AM” (SEI 1075201, p. 5).

Para compreender as alegações trazidas pelas Terceiras Interessadas sobre esse tema, faz-se necessário compreender de forma mais precisa a dinâmica de precificação adotada pela Petrobras na região. Conforme explicado no referido Parecer Econômico de lavra dos Professores Claudio Lucinda e Rodrigo Moita, o chamado PIP Manaus consiste, na realidade, em uma política de defasagem do repasse de reajustes do PPI. Embora as variações entre o preço doméstico na região e o PPI já fossem mais antigas, a partir de 2021, a diferença entre as duas precificações passou tornou-se mais expressiva, criando-se um gap especialmente nos últimos doze meses. O Parecer Econômico mencionado representa graficamente as séries históricas dos preços domésticos praticados pela Petrobras e dos Preços de Paridade de Importação divulgados pela ANP a partir das médias dos preços levantados pela S&P Global Platts para diferentes pontos de entrega. Reproduzo esses gráficos abaixo: Figura 1 – Preços domésticos e internacionais – Gasolina A Fonte: SEI 1095132, p. 51 Figura 2 – Preços domésticos e internacionais – Diesel A Fonte: SEI 1095132, p. 52 Ainda acerca da variação entre o PIP Manaus e o PPI, as Requerentes apresentaram as séries históricas dos preços praticados pela Reman (na modalidade EXA) em comparação com o PPI Itacoatiara, para os combustíveis de Diesel S10 e Gasolina A, conforme gráficos colacionados no voto-relator: Figura 3 – Comparativo de Preços – PPI Itacoatiara x Reman (Diesel S10) Fonte:

SEI 1108322, § 363 Figura 4 – Comparativo de Preços – PPI Itacoatiara x Reman (Gasolina A) Fonte: SEI 1108322, § 363 Sobre esses pontos, entendo que de fato a operação poderia, em tese, gerar uma eliminação de uma política de subsídio após a venda da Reman pela Petrobras. Ocorre, porém, que os efeitos dessa eliminação são pouco previsíveis, dado o escopo e a sazonalidade da precificação doméstica do PIP Manaus. A tese da Ipiranga, de que haveria uma pressão unilateral de preço de 7,3% do Diesel A e de 8,3% da Gasolina A incidente sobre todo o combustível vendido na região, por exemplo, resulta da aferição de um sobrepreço médio correspondente à diferença entre o PPI e o PIP Manaus no recorte de maio de 2021 a maio de 2022. Esse recorte temporal gera resultados, em alguma medida, sobrestimados, já que abrange boa parte do período do ano de 2021 em que a Petrobras chegou a ficar 9 ou 10 semanas sem reajustar os preços de Gasolina A e Diesel A na região em relação ao PPI. Todavia, se considerássemos toda a série histórica, por exemplo, certamente teríamos um sobrepreço médio inferior já que, conforme reconhecido no Parecer Econômico e ilustrado no gráfico acima, a diferença percentual entre o PIP Manaus e o PPI foi negativa durante boa parte do recorte de julho de 2019 até meados de abril de 2020. A volatilidade do PPI Manaus, ao meu modo de ver, impede que façamos previsões muito seguras sobre o comportamento dos preços internos após a saída da Petrobras.

A segunda eventual fonte de aumento de preço apontada pelas Terceiras Interessadas seria o fim dos chamados “subsídios” de cabotagem atinentes ao volume de produção advindo das demais refinarias do Sistema Petrobras e transportados até a região. Sobre esse ponto, os exercícios econômicos realizados pelas Terceiras Interessadas consideraram os custos adicionais de uma substituição da aquisição junto à Petrobras/Reman, em comparação com a aquisição junto a outras praças, acrescidas dos custos de transporte. As estimativas apresentadas pela Ipiranga podem ser sintetizadas na Tabela abaixo: Tabela 1 – [ACESSO RESTRITO AO CADE E À IPIRANGA] Fonte: SEI1070580, p. 16. Compreendo, porém, que, dada a volatilidade do PPI Manaus, um exercício mais seguro demandaria que tentássemos enxergar a pressão de aumento de preço isolando-se os custos de frete. [ACESSO RESTRITO À IPIRANGA E AO CADE] Tabela 2 – [ACESSO RESTRITO À IPIRANGA E AO CADE] Fonte: SEI (1070580, p. 74). Em resumo, compreendo que um possível risco da operação pode estar associado ao aumento de preços derivados não necessariamente da diferença entre o PIP Manaus e o PPI, a qual é altamente circunstancial, mas sim do potencial aumento de custo das distribuidoras com o frete atrelado ao volume de combustível adquirido junto à Petrobras de outras praças até as suas respectivas bases.

Houve nos autos uma intensa discussão acerca da viabilidade econômica de se transportar os volumes de outras regiões até Manaus/AM, sem que tenha se chegado a uma conclusão terminativa a respeito do tema, conforme será exposto a seguir neste voto. Assim, pedindo vênias às Terceiras Interessadas, entendo que não são incontroversas as pressões unilaterais de preço derivadas exclusivamente da alegada “saída” da Petrobras da região. Além disso, registro que é discutível se os eventuais efeitos do reposicionamento da empresa estatal são necessariamente decorrentes das características desta operação. 2. Definição dos mercados relevantes No tocante à definição de mercados relevantes, houve certo consenso entre as Requerentes e as Terceiras Interessadas no sentido de que a operação afeta dois níveis da cadeia, relativos: (i) aos mercados de fornecimento primário de combustíveis (Gasolina A e Diesel A) na região norte (exceto Tocantins)[3] e (ii) aos mercados de distribuição de combustíveis a nível estadual. Conforme referenciado na Nota Técnica da SG e no voto-relator, tais definições são compatíveis com a jurisprudência do CADE, ainda que este seja o primeiro julgado em que se examina o mercado de fornecimento primário em torno da Reman no Estado do Amazonas. 2.2.1. Mercado relevante de serviços portuários (movimentação e armazenagem) Por outro lado, houve nos autos divergências a respeito dos efeitos da operação no mercado de terminais portuários.

A Raízen, em Parecer Econômico juntado aos autos (SEI 1028428), defendeu que, no presente caso, haveria em relação ao mercado de serviços portuários (movimentação de cargas e armazenagem) uma sobreposição horizontal entre o TUP Reman e o TUP Atem de 100%, já que, na região de Manaus/AM, há apenas três píeres com capacidade para atracação de navios de longo curso e, no cenário pós-Operação, todos os três passariam a pertencer à empresa fusionada (SEI 1028428, p. 38). Essa proposta de separar o mercado relevante de movimentação portuária foi rejeitada pela ANP e pela SG/CADE, ainda que por motivos diversos. Na visão da ANP, não faria sentido fazer tal delimitação porque a instalação da Atem em Manaus/AM estaria autorizada apenas como base de distribuição pela ANP e porque o terminal da Reman não possuiria armazenagem, mas apenas píeres de atracação. Já a SG/CADE considerou que não seria pertinente definir um mercado relevante separado para os serviços portuários, embora tenha optado por analisar a atuação dos terminais “em um contexto mais amplo envolvendo a logísticas e as alternativas de suprimento para a região norte” (SEI 1060809, § 98). A meu ver, a definição de mercados relevantes em casos como o ora examinado é particularmente desafiadora porque estamos diante de uma fusão vertical que afeta diversos níveis de uma cadeia de valor estratificada e bastante complexa.

Soma-se a isso o fato de o acesso às infraestruturas de movimentação de combustíveis ser importante componente das atividades do elo upstream de fornecimento. Quando se examinam fusões verticais em cadeias de vários níveis, é comum que as autoridades antitruste se deparem com diversas opções, sem que seja possível afirmar que há uma única resposta correta. A depender das especificidades do caso, é possível que haja mercados relevantes separados para diferentes estágios da produção e para diferentes níveis intermediários anteriores ao nível de varejo[4]. Mais especificamente, pode fazer sentido (ou não) definir mercados distintos para insumos e produtos acabados, mesmo quando alguns agentes que atuam somente em um nível e, de forma funcionamento independente, concorram com outros verticalmente integrados[5]. A discussão sobre mercados relevantes intermediários, aliás, é bastante tradicional no Direito Comunitário Europeu. Mesmo quando as partes argumentam que não há um “mercado” upstream, porque um determinado produto ou serviço faz parte apenas da cadeia de um único monopolista verticalmente integrado, a Comissão Europeia tende a adotar uma abordagem que privilegia a segregação de mercados distintos se os agentes econômicos que atuam no nível imediatamente inferior da cadeia forem altamente dependentes do insumo controlado pelo concorrente integrado.

Essa orientação jurisprudencial foi firmada pelo Tribunal de Justiça da União Europeia (TJUE) a partir do icônico precedente IMS Health vs. NDC Healh (2004), no qual se estabeleceu como diretriz geral que, para fins de definir um mercado relevante: É suficiente que um potencial mercado ou mesmo que um mercado hipotético possa ser identificado. Esse é o caso quando há produtos ou serviços que são indispensáveis para um negócio particular e quando há uma demanda atual pelo produto ou serviço da parte das empresas que querem prosseguir no negócio para qual o produto ou serviço é indispensável (tradução livre)[6]. Mais recentemente, a orientação foi corroborada pela Corte Geral do TJUE no caso Clearstream: Decorre da jurisprudência que um sub-mercado com características específicas do ponto de vista da procura e da oferta e que oferece produtos que ocupem um lugar essencial e não permutável no mercado mais geral de que faz parte deve ser considerado um mercado de produto distinto. [...] Nesse contexto, basta que se identifique um mercado potencial ou mesmo hipotético, caso em que os produtos ou serviços sejam indispensáveis ao exercício de uma determinada atividade empresarial e exista uma procura efetiva dos mesmos no mercado por parte das empresas que pretendem exercer essa atividade.

É, pois, decisivo que se possam identificar duas fases de produção diferentes e que estejam interligadas, na medida em que o produto a montante é indispensável para o abastecimento do produto a jusante (tradução livre)[7]. Ou seja, por essa lógica, o que deveríamos estar avaliando em um caso como o ora em julgamento é se o acesso aos serviços portuários e –, em especial, aos píeres com capacidade de atração de navios de longo curso – é ou não, de alguma forma, indispensável à atuação das distribuidoras da região. Se a resposta for positiva (como me parece ser o caso), faz sentido definir um mercado relevante à parte. No caso em tela, o principal argumento contrário à indispensabilidade dos serviços portuários no caso em tela se refere à inexistência de capacidade de armazenagem para volumes compatíveis de navios de longo curso na base das distribuidoras. Contudo, como explicado no voto-vista do Conselheiro Gustavo Augusto Freitas de Lima, não é adequado considerar que há substitutibilidade plena entre o abastecimento feito via navios de longo curso e o abastecimento por barcaças. Assim, acompanhando a fundamentação do voto-vista, considero que é possível definir para esta operação um mercado relevante de serviços portuários em Manaus/AM.

De toda sorte, considerando que a definição de mercados relevantes é etapa simplesmente instrumental para análise concorrencial, nada impede, como fez a SG em sua nota técnica, que as dinâmicas de acesso à infraestrutura sejam discutidas na análise de rivalidade da operação, ainda que não se considere o mercado de serviços portuários como um segmento autônomo. 2.2.2. Considerações sobre a definição de mercados relevantes em cadeias verticalizadas Além do debate sobre a existência de submercados, existe outra dificuldade inerente à definição de mercados relevantes em fusões verticais no âmbito de cadeias de produção. Essa dificuldade adicional relaciona-se com a forma como são definidos os mercados a partir dos fluxos ascendente ou descendente de escoamento da produção. Em setores que acoplam níveis múltiplos de atacado e varejo, a autoridade antitruste pode tanto enxergar os mercados relevantes “de cima para baixo” quanto de “baixo para cima” da cadeia. As discussões a esse respeito envolvem mais uma vez os desafios de se identificar a camada vertical dos mercados relevantes dentro de uma cadeia de suprimentos. A esse respeito, destacam Gunnar Niels, Helen Jenkins e James Kavanagh em famoso manual de economia antitruste: Um mesmo produto pode passar por diversos intermediários no caminho entre o produtor e o consumidor final. O mercado relevante pode ser diferente a depender de qual nível da cadeia é considerado.

A escolha sobre qual nível será examinado depende essencialmente de onde surgem os problemas concorrenciais – por exemplo, é uma disputa entre produtores, atacadistas ou varejistas? [...] Mesmo se o foco for no mercado upstream, a demanda desse mercado será, em grande parte, derivada da demanda dos consumidores finais. [...] De fato, as principais evidências sobre substitutibilidade estão, na maioria das vezes, mais no comportamento do consumidor do que no comportamento do vendedor (tradução livre)[8]. No caso em tela, as definições pensadas pelas Requerentes e pela ANP seguem a lógica de enxergar a cadeia de “cima para baixo”. A ANP considerou, por exemplo, que o mercado upstream de fornecimento abrangeria toda a região norte, exceto Tocantins, pelo fato de as 5 (cinco) distribuidoras instaladas no entorno da Reman (Atem, Equador, Ipiranga, Sabbá e Vibra) destinarem volumes de gasolina e diesel para revendedores de todos esses estados[9]. Ainda que tal definição seja adequada, pondero que talvez fizesse mais sentido pensar os mercados relevantes desta operação de “baixo para cima”, ou seja, olhar, partindo sempre do sentido dos fluxos comerciais originados das distribuidoras, que atuam em mercados estaduais. Mesmo que a dinâmica atual de fornecimento da região seja considerada pelas Requerentes como uma situação de “acomodação do mercado”, fato é que hoje as distribuidoras instaladas em Manaus/AM são abastecidas quase que totalmente pela Reman.

Assim, se a operação gera uma integração vertical com potenciais efeitos de fechamento de mercado na distribuição, talvez fizesse sentido olhar para o mercado a jusante (fornecimento primário) a partir do mercado a montante (distribuição). Especificamente para as distribuições que atuam no estado do Amazonas, parece-nos que a projeção a jusante do mercado de fornecimento primário revela uma situação de quase monopólio da Reman no nível de suprimento. Olhar para os fluxos comerciais dessa maneira talvez teria contribuído para desfazer muitas dúvidas suscitadas ao longo deste processo acerca do alcance do atendimento dos outros terminais aquaviários da região. A partir das definições propostas pelas Requerentes e pela ANP, chegou-se a uma interpretação de que os fluxos de fornecimento por todos os terminais da região norte seriam substitutos perfeitos de forma homogênea dentro do mercado geográfico Amazônico, o que não parece ser o caso. De fato, se examinarmos o sentido dos fluxos de recebimento de combustíveis nas bases das distribuidoras da região norte, temos a impressão de que, pelo menos no cenário atual, não há substitutibilidade entre os diversos terminais portuários. De acordo com informações prestadas pela Equador Energia, que controla o Terminal de Itacoatiara/AM, no ano de 2021, o volume de combustíveis despachado para as distribuidoras de Manaus/AM representou tão somente [ACESSO RESTRITO AO CADE E À EQUADOR ENERGIA].

Examinando os dados de “destino” dos combustíveis recebidos no Porto de Itacoatiara/AM, fica claro que parte significativa do volume é transportada, via cabotagem pelo Rio Madeira, até Porto Velho (RO). Tabela 3 - [ACESSO RESTRITO À EQUADOR ENERGIA] Poderíamos fazer um exercício semelhante olhando para o Porto de Belém/PA. [ACESSO RESTRITO AO CADE E À EQUADOR ENERGIA]. Além disso, existem vários fatores que limitam a capacidade de movimentação no TUP de Belém, como por exemplo a restrição de calado para atracamento de navios de longo curso e a elevada taxa de ocupação do terminal atualmente, conforme discutido em Parecer Econômico juntado aos autos pela Equador Energia. Assim, verifica-se que os volumes de combustíveis movimentados e armazenados em terminais de combustíveis líquidos na Região Norte, no cenário pré-operação, em geral não são transportados por grandes distâncias via cabotagem. Aplicando o raciocínio de enxergar a cadeia de “baixo para cima” para cada um dos mercados estaduais de distribuição da região, chegaríamos eventualmente a um cenário de diferentes dimensões geográficas dos mercados de fornecimento primário de Gasolina A e Diesel A. A dimensão geográfica, portanto, seria mais retrita do que a região norte exceto TO. É interessante notar que um raciocínio semelhante foi desenvolvido pela ANP em sua nota técnica, ainda que a Agência não tenha chegado a propor cenários alternativos de definição geográfica dos mercados relevantes:

Conforme se observa, os Estados de Rondônia e do Acre são abastecidos pela hidrovia do Rio Madeira. As principais distribuidoras possuem bases às margens do Rio Madeira em Porto Velho (RO). De Rondônia, o fluxo logístico dos combustíveis segue pelo modal rodoviário até o Acre. Portanto, é possível que distribuidoras desses dois Estados desviem suas demandas por combustíveis vindo de cabotagem pelos Terminais de Itacoatiara e de Belém. Por outro lado, os Estado do Amazonas e Roraima dependem integralmente das entregas de combustíveis no Polo de Manaus. (SEI 2070189, §§ 192-193) De todo modo, para fins de aprofundamento da análise, considerarei as definições de mercado relevante propostas pela SG/CADE, em especial o mercado de fornecimento primário para a região norte (exceto Tocantins) e os mercados de distribuição nos estados de AM, RO, PA, RR, AC e AP. Isso porque, mais uma vez, é possível discutir a questão da viabilidade de fornecimento por terminais aquaviários da região norte a partir de uma perspectiva de rivalidade. Conforme será discutido a seguir, as principais dificuldades desta operação não estão propriamente relacionadas à definição do mercado relevante upstream, mas sim à forma de se interpretar a estrutura da oferta desse mercado nos cenários pré e pós-operação.

3.Análise concorrencial da sobreposição horizontal no mercado de fornecimento primário de combustíveis (Gasolina A e Diesel A) na região norte, exceto Tocantins O mercado de fornecimento primário é formado, pelo lado da oferta, por todos os produtores de Gasolina A e Diesel A que vendem para distribuidoras daquela região. Na dimensão produto, a jurisprudência do CADE considera possível tanto apreciar cestas de produtos, quanto segmentar o mercado por tipo de combustível (Gasolina A, Diesel A, Diesel B e Gasolina C)[10]. A respeito da dinâmica de fornecimento na região, considero particularmente didáticas as explicações trazidas no Parecer Econômico dos Professores Claudio Lucinda e Rodrigo Moita, juntada aos autos pela Terceira Interessada Ipiranga. No cenário pré-Operação, existem hoje pelo menos 3 (três) formas de aquisição de derivados: Aquisição de combustíveis junto à Petrobras/Reman: A primeira opção consiste em adquirir os combustíveis da Petrobrás para entrega via Reman. O combustível adquirido nessa modalidade pode tanto ter sido refinado na própria Reman, quanto pode ter tido origem em outra refinaria do Sistema Petrobrás, sendo trazido via cabotagem pelo TUP Reman. Independentemente da origem do derivado, tanto a Gasolina A quanto o Diesel A são vendidos sob o PIP Manaus. Ou seja, nessa hipótese, a Petrobras não só oferta um preço subsidiado inferior ao PPI, mas também subsidia os custos de frete; Aquisição de combustíveis junto à Petrobras, exceto Reman:

A segunda opção consiste em adquirir os combustíveis da Petrobras, mas não via Reman. Nessa situação, o preço pago é composto pela soma do PIP da região em que a aquisição é realizada, acrescido dos custos de transporte entre a praça de origem e o destino. Um exemplo dessa situação é a aquisição de combustível sob o PIP Itacoatiara com o pagamento do frete até a região de Manaus/AM; Importações: A terceira opção consiste efetivamente na importação de combustíveis, isto é, a compra de fornecedores estrangeiros. Nesse caos, o preço pago é o preço de importação, que tende a ser próximo ao PPI, somado aos eventuais custos de frete até Manaus/AM. As duas primeiras opções de fornecimento, que envolvem a aquisição dos combustíveis junto à Petrobrás, podem ser pensadas a partir de fluxos logísticos de movimentação que se projetam sobre o chamado Corredor Amazônico. A Figura 1 abaixo ilustra como os três principais fluxos de cabotagem (cabotagem São Sebastião, cabotagem Ilha D’agua e cabotagem Madre de Deus) abastecem o suprimento da região Amazônica Ocidental, a partir de uma lógica de complementariedade do Sistema Petrobras: Figura 4 – Ilustração dos fluxos de cabotagem do Sistema Petrobras (2020) Fonte: TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO. Riscos e Oportunidades de Transição para o Novo Mercado de Refino – Sumário Executivo, 2022, p. 13 No cenário pré-operação, quase todo volume adquirido junto à Petrobras é “internalizado” pela Reman, que vende esse volume diretamente às distribuidoras.

Alternativamente, as distribuidoras também poderiam comprar o produto da Petrobras para entrega em outros Portos (como os portos de Belém/PA, Itaituba/PA, Caracaí/RR, Cruzeiro do Sul/AC ou Macapá/AP). É importante destacar que nessa situação, porém, o preço não seria o mesmo. Além de não pagar o PIP Manaus, e sim o PIP da praça em que ocorrerá o despacho (PIP Itacoatiara, por exemplo), a distribuidora ainda teria que arcar com os custos de frete até Manaus/AM. Por fim, ainda seria possível realizar importações diretas, utilizando navios de longo curso. Conforme destacado pela ANP, nos últimos anos, algumas empresas importadoras vêm ganhando destaque na atuação na Região Norte, tais como a própria Amazônia Energia (Grupo Atem), a Blueway, a Axa Oil, entre outros. De acordo com os dados fornecidos pela ANP, verifica-se que o volume dessas importações foi bastante irregular nos últimos anos. De todo modo, é inequívoco que essas importações exercem alguma pressão competitiva sobre as vendas do Sistema Petrobras, motivo pelo qual faz sentido considerar o volume importado dentro do mercado relevante. 3.1. Divergências sobre a existência de sobreposição horizontal Mesmo convergindo na definição dos mercados relevantes, a SG/CADE e a ANP discordaram sobre se a Operação resultaria ou não em uma sobreposição horizontal no mercado a montante de fornecimento primário de Gasolina A e Diesel A.

A SG/CADE entendeu que o Grupo Atem não atuaria efetivamente nesses mercados, porque as importações que realiza seriam destinadas tão somente ao atendimento cativo da sua distribuidora (SEI 1060239, § 83). A ANP, por outro lado, considerou que o volume de importações do Grupo Atem deveria ser considerado na estrutura da oferta (SEI 1048431, §§ 155-157). A posição defendida pela SG encontra forte amparo na jurisprudência do CADE. De fato, há inúmeros precedentes deste Conselho que consideram que vendas cativas dentro de um grupo econômico não fazem parte do mercado relevante afetado por uma fusão[11]. Trata-se, aliás, de uma posição que encontra paralelo na chamada “The Merchant Market Rule”, amplamente utilizada na jurisprudência da Comissão Europeia. Ocorre que, mesmo naquela jurisdição, essa presunção pode ser excepcionalmente afastada quando se está diante de casos complexos. A esse respeito, destaco trecho de artigo de Geerg Goeteyn e Sara Ashall sobre o tema: A Regra do Mercado Comercial (“Merchant Market Rule”) contém uma suposição inerente de que o fornecedor não desviará vendas cativas para o mercado comercial em resposta a um aumento de preço e, portanto, não exercerá uma restrição competitiva na entidade resultante da fusão após a transação. Isso pode não ser verdade por motivos específicos de cada mercado e de cada fornecedor verticalmente integrado.

Embora uma suposta aplicação da Regra do Mercado Comercial possa ser apropriada em transações simples e não contenciosas, casos mais complexos exigem uma análise completa para verificar se, levando em conta todos os fatores relevantes, a suposição inerente à Regra do Mercado Comercial é de fato justificada (tradução livre)[12]. Na prática, o que é relevante investigar é se a atuação cativa, de algum modo, exerce pressão competitiva, ainda que potencial, sobre os fornecedores, do ponto de vista da substitutibilidade da oferta. Nesse ponto, valho-me mais uma vez das lições de Gunnar Niels, Helen Jenkins e James Havanagh, ao destacarem que: A pergunta sobre se as vendas cativas devem ser incluídas no mercado relevante pode ser respondida pela referência ao critério de substitutibilidade pelo lado da oferta. Existem boas razões para a inclusão se a capacidade usada para o auto-suprimento puder ser facilmente trocada para servir a terceiros e se isso for suficientemente lucrativo para a empresa verticalmente integrada (tradução livre). Pensando no caso concreto, a pergunta que poderíamos fazer é a seguinte: se no cenário pré-Operação a Reman aumentasse os preços de Gasolina A e Diesel A de forma significativa e não transitória, seria uma opção viável e lucrativa para o Grupo Atem passar a fornecer os combustíveis importados pelo Grupo Amazônia Energia para as distribuidoras da região? A resposta parece ser positiva, se considerarmos, inclusive, o histórico do mercado.

[ACESSO RESTRITO AO CADE E À IPIRANGA]. Por essa razão, entendo que seria mais conservador adotar a posição da ANP, considerando, portanto, a existência de uma sobreposição horizontal no mercado de fornecimento primário. 3.2. Controvérsias acerca dos volumes cabotados pela Petrobras de outras refinarias e vendidos pela Reman Ao meu modo de ver, para além do debate sobre a sobreposição horizontal, existe outra controvérsia nos autos que é ainda mais crítica para a operação. Trata-se de saber se e como os volumes vendidos pela Reman que são cabotados pela Petrobrás a partir de outras refinarias devem ser contabilizados na estrutura da oferta no cenário pós-operação. A forma de interpretar esse volume, em termos de participação de mercado, é determinante para o juízo sobre a gravidade deste ato de concentração, seja na perspectiva da sobreposição horizontal, seja na perspectiva da integração vertical. Antes de adentrar nas divergências sobre a interpretação dos eventuais cenários pós-operação, considero tomar como um bom ponto de partida para a compreensão da controvérsia os dados do cenário pré-operação, conforme apresentados pela ANP na tabela abaixo: Tabela 5 – [ACESSO RESTRITO AO CADE] Fonte: SEI 2070189 Tabela 6 – [ACESSO RESTRITO AO CADE] Fonte:

SEI 2070189 Como discutido na Nota Técnica do DEE (SEI 1096382), há pelo menos três diferentes formas de se analisar a representatividade da participação da Reman nos mercados upstream de fornecimento primário de Gasolina A e Diesel A. Para maior clareza, a tabela abaixo sintetiza o raciocínio utilizado em cada um dos 3 (três) cenários discutidos pelo DEE, bem como as suas repercussões para exame dos fatores estruturais[13]: Tabela 6 – Fornecimento primário de gasolina A para a Região Norte, exceto Tocantins – 2021 Raciocínio Market-share conjunto HHI-pré HHI-pós ΔHHI Cenário proposto pelas Requerentes Não há sobreposição horizontal e o Grupo Atem está adquirindo, com a Operação, somente o volume produzido/refinado diretamente na Reman. Considera-se ainda que todo o volume comercializado pela Petrobras na região Norte continuará disponível ao mercado. Não há sobreposição horizontal. Atem/Reman deteriam participação de mercado de [ACESSO RESTRITO AO CADE] no cenário pós-operação Cenário alternativo 1 Não há sobreposição horizontal e o Grupo Atem está adquirindo, com a Operação, todo o volume comercializado pela Reman, independentemente de onde ocorreu o refino. Não há sobreposição horizontal. Atem/Reman deteriam participação de mercado de [ACESSO RESTRITO AO CADE] no cenário pós-operação.

Cenário alternativo 2 O Grupo Atem atua hoje no mercado de fornecimento primário de combustíveis por meio das suas importações e está adquirindo, com a Operação, todo o volume comercializado pela Reman independentemente de onde ocorreu o refino. [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] Cenário alternativo 3 Há sobreposição horizontal e o Grupo Atem está adquirindo, com a Operação, somente o volume produzido/refinado diretamente na Reman. Considera-se ainda que todo o volume comercializado pela Petrobras na região Norte continuará disponível ao mercado. [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] Fonte: Gabinete 4, a partir dos dados constantes da Nota Técnica do DEE Tabela 7 – Fornecimento primário de diesel A para a Região Norte, exceto Tocantins – 2020 e 2021 Raciocínio Market-share conjunto HHI-pré HHI-pós ΔHHI Cenário proposto pelas Requerentes Não há sobreposição horizontal e o Grupo Atem está adquirindo, com a Operação, somente o volume produzido/refinado diretamente na Reman. Considera-se ainda que todo o volume comercializado pela Petrobras na região Norte continuará disponível ao mercado. Não há sobreposição horizontal.

Atem/Reman deteriam participação de mercado de [ACESSO RESTRITO AO CADE] no cenário pós-operação Cenário alternativo 1 Não há sobreposição horizontal e o Grupo Atem está adquirindo, com a Operação, todo o volume comercializado pela Reman, independentemente de onde ocorreu o refino. Não há sobreposição horizontal. Atem/Reman deteriam participação de mercado de [ACESSO RESTRITO AO CADE] no cenário pós-operação. Cenário alternativo 2 O Grupo Atem atua hoje no mercado de fornecimento primário de combustíveis por meio das suas importações e está adquirindo, com a Operação, todo o volume comercializado pela Reman independentemente de onde ocorreu o refino. [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] Cenário alternativo 3 Há sobreposição horizontal e o Grupo Atem está adquirindo, com a Operação, somente o volume produzido/refinado diretamente na Reman. Considera-se ainda que todo o volume comercializado pela Petrobras na região Norte continuará disponível ao mercado. [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] [ACESSO RESTRITO AO CADE] Fonte: Gabinete 4, a partir dos dados constantes da Nota Técnica do DEE. Entendo que boa parte das polêmicas suscitadas na análise deste ato de concentração se devem à falta de precisão acerca do que estava sendo considerado no volume atribuído à Reman nos cenários pré- e pós-operação nesses dados apresentados acima.

Conforme discutido no voto-vista do Conselheiro Gustavo Freitas, em algumas passagens dos autos se utilizou a expressão “importação” ou “volume importado” como sinônimo do volume que era internalizado pela Reman a partir da cabotagem de outras refinarias da Petrobras, o que levou, por vezes, a algumas má-compreensões. Defendendo a inexistência de sobreposição horizontal e a fim de demonstrar que as distribuidoras não dependeriam da Reman sequer no cenário pré-operação, as Requerentes, em manifestação datada de 30.03.2022, alegaram que não seria correto presumir que a operação resultaria na transferência de todo o market-share da Reman à empresa fusionada. Para não restarem dúvidas sobre o assunto, transcrevo a argumentação das Requerentes (SEI 1042179, §§ 14-15): Na tentativa de corroborar essa afirmação, as terceiras interessadas induzem esta E. SG em erro ao indicar que a produção da Reman corresponderia à produção da própria Reman somada aos volumes cabotados pela Petrobras até a Região Norte para posterior comercialização às distribuidoras regionais (originados de importações ou de outras refinarias nacionais). Isto é, as terceiras fazem parecer que a relevância da Reman corresponderia à “produção própria da Reman” + “volumes cabotados pela Petrobras até a Reman”.

Trata-se de premissa incorreta, eis que (1) a produção própria da Reman, que é objeto da Operação, responde por menos de 20% da demanda de gasolina A e Diesel da Região Norte, e (2) os volumes de origem externa atualmente cabotados até a Região Norte (especialmente pela própria Petrobras) para atendimento de mais de 80% da demanda dessa região (importados ou originados de refinarias de outras regiões do Brasil) não estão inseridos no escopo da Operação e estarão em disputa por diversos agentes no cenário após a Operação. Ousaria dizer que o acolhimento das premissas desse raciocínio proposto pelas Requerentes é determinante para as conclusões acerca da análise concorrencial desse caso. A despeito de se saber se há ou não transferência do volume “vendido” mas não refinado na Reman, entendo que a tese proposta pelas Requerentes é arrojada por trazer a ideia, repetida algumas vezes ao longo deste processo, de que a Operação “introduz concorrência efetiva no elo upstream na Região Norte e significa desconcentração do mercado de refino” (SEI 1042179, §§ 14-15). Nessa linha, de acordo com as Requerentes, em petição endereçada ao meu gabinete, afirmou-se que [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. É nesse ponto que respeitosamente manifesto discordância em relação às Requerentes.

Compreendo que existem argumentos de fato válidos para embasar a tese das Requerentes, mas considero que, no presente caso, não há como presumir que todo o volume hoje comercializado pela Petrobras via Reman estará disponível ao mercado, no mesmo patamar de volume, no cenário pós-Operação. Por um lado, realmente assiste razão às Requerentes quando elas afirmam que a operação não irá transferir para o grupo comprador o volume de combustível que hoje é vendido na Reman a partir daquilo que é cabotado pela Petrobras de suas outras refinarias. Assim, os Cenários Alternativos 1 e 2 discutidos na Nota Técnica do DEE de fato não seriam os mais adequados. Ocorre que, para além das previsões feitas unilateralmente pelas Requerentes, entendo que não há nos autos nenhuma informação que realmente permita-nos afirmar com segurança que o combustível efetivamente refinado na Reman corresponderia a somente 20% (vinte por cento) do total comercializado pela refinaria. Fazer esse tipo de separação entre “vendas na Reman” e “produção na Reman”, na realidade, praticamente impossível devido à forma de funcionamento da refinaria.

Destaca-se que as próprias Requerentes reconheceram em manifestação juntada aos autos que “o hardware da refinaria não consegue especificar os principais produtos (gasolina e diesel) diretamente para a venda, dependendo da entrada via terminal de correntes externas para que, misturadas às correntes produzidas na refinaria, seja atingida a especificação requerida para venda” (SEI 1042187, § 41). No mesmo sentido, a ANP, ao realizar as estimativas de fornecimento da Reman, destacou que “A REMAN não produz gasolina A [e diesel A] dentro da especificação da ANP. Todo volume entregue é proveniente de misturas com correntes vindas por cabotagem de outras refinarias Petrobras e de importações nacionalizadas em outros Estados e cabotados pela Petrobras para a REMAN” (SEI XXX, § 155 e 157). Na realidade, de acordo com dados apresentados pelas próprias Requerentes, a atual carga de refino da Reman [ACESSO RESTRITO AO GRUPO ATEM E AO CADE]. Figura 5 – [ACESSO RESTRITO AO GRUPO ATEM E AO CADE] Fonte: SEI 1042187, § 254 Nesse ponto, pedindo todas as vênias aos que possuem entendimento diverso, entendo que não é possível estimar com um mínimo de segurança aquilo que é efetivamente “vendido” pela Reman e aquilo que é “produzido” na refinaria.

Indo além, mesmo se tomássemos como indiscutível a proposição das Requerentes de que apenas 20% do que é vendido pela reman no cenário pré-operação será transferido para o Grupo Atem, a tese das Requerentes não se sustentaria porque ela carrega outra premissa, ao meu ver, factualmente equivocada. Quando as Requerentes afirmam que “o restante do volume atualmente fornecido pela Petrobrás [ficará] aberto para disputa dos agentes de mercado após a Operação”, está sendo presumido erroneamente que, no cenário pós-operação, a Petrobras continuará a ofertar na região o mesmo volume cabotado até Manaus/AM sob o mesmo preço, isto é, sob o mesmo PIP Manaus/AM. Trata-se de hipótese factual que só seria correta se a demanda fosse totalmente inelástica. Como já dito neste voto, a operação representa a saída da Petrobras da região. Logo, ainda que a Petrobras continue a fornecer combustíveis para os estados da região norte, este fornecimento não mais será feito sob o PIP Manaus/AM. A possibilidade que subsistirá dentro do mercado relevante é a compra de combustíveis sob o preço das praças de outros portos disponíveis na região, como o do terminal de Itacoatiara/AM. Trazer esse combustível até as bases de distribuição instaladas em Manaus/AM envolverá custos adicionais de frete.

Quando as Requerentes estimam que o volume hoje cabotado pela Petrobras e trazido até o TUP-Reman estará disponível “para disputa no mercado” não está se considerando que, mesmo que a Petrobras continue atuando como fornecedora, o preço pago pelas distribuidoras àquela empresa certamente será maior e o volume comercializado, portanto, será menor. Nesse contexto, para que tivéssemos previsões da estrutura da oferta no cenário pós-operação mais consistentes, teríamos que avaliar qual seria a eventual taxa de desvio da demanda considerando os cenários alternativos de abastecimento da Petrobras na região via os outros terminais disponíveis. Esse seria um exercício econômico difícil de se fazer, porém, ao menos em teoria, útil para que pudéssemos antever, ainda que com todos as limitações aplicáveis de um teste econômico, de que forma as pressões competitivas se dariam nos mercados de fornecimento primário a partir da venda da Reman ao Grupo Atém. De todo modo, entendo que é importante ponderar que o cenário concorrencial proposto pelas Requerentes para a estrutura da oferta pós-operação parece pouco factível. 4.Integração vertical entre fornecimento primário (produção e refino) e distribuição No presente caso, as Terceiras Interessadas Equador, Ipiranga e Raízen, demonstraram preocupações concorrenciais relacionadas à integração vertical derivada da operação.

Em síntese, as empresas aduzem que o Grupo Atem teria capacidade e incentivo de dificultar o acesso a insumos (Gasolina A e Diesel A) às distribuidoras rivais. Considero que este é um caso de fusão vertical que suscita preocupações concorrenciais muito agudas. Sabemos que, pelo fato de fusões verticais não gerarem efeitos per se anticompetitivos, as preocupações com esse tipo de fusão são tradicionalmente tratadas como mais brandas do que aquelas subjacentes a fusões horizontais. Principalmente a partir da difusão da Teoria do Lucro do Monopolista Único (Single Monopoly Profit Theory)[14], a ortodoxia do pensamento antitruste passou a presumir que restrições verticais são tendentes à promoção de eficiências[15]. De alguma maneira, essa tem sido a visão dominante, inclusive no direito concorrencial brasileiro, até aqui. Nos últimos anos, porém, com o avanço da incorporação de elementos da Teoria dos Jogos e da Nova Organização Industrial por parte de economistas e advogados ligados ao movimento Pós-Chicago nos Estados Unidos, essa presunção pró-competitiva de fusões verticais na agenda antitruste passou a ser colocada em dúvida[16]. No direito norte-americano, as discussões sobre o tema se intensificaram com a recente edição do Vertical Mergers Guidelines de 2020, que buscou superar a rigidez do guia anterior de 1984 e incorporar elementos mais modernos da teoria econômica.

Na prática judicial, porém, ainda são bastante raros os casos em que o governo conseguiu desafiar fusões verticais[17]. De todo modo, existe claramente um alinhamento das preocupações com fusões verticais nas discussões acadêmicas contemporâneas. Por isso, é muito bem-vinda a iniciativa da SG/CADE de instituir um Grupo de Trabalho para elaboração de uma Guia de Fusões Verticais para o direito concorrencial brasileiro. 4.2. Teoria do dano de fechamento do mercado a jusante (“input foreclosure”) As preocupações relacionadas às fusões verticais tradicionalmente dizem respeito aos riscos de fechamento de mercado (foreclosure) a partir de teorias do dano de aumento de custos dos rivais (raising rival’s costs). Essa perspectiva de fechamento de mercado pode se verificar tanto a jusante, na forma de recusa ou obstaculização ao acesso de insumos (input foreclosure), quanto a montante, com o fechamento o mercado a novos fornecedores (customer foreclosure). Esses possíveis efeitos negativos de fusões verticais são amplamente discutidos na literatura e na jurisprudência das autoridades antitruste, inclusive do próprio CADE. No caso em tela, a preocupação seria de que, no cenário pós-Operação, o Grupo Atem privilegiasse o atendimento da sua própria distribuidora em detrimento dos rivais, o que configuraria uma típica situação de input foreclosure. Seguindo um roteiro típico de análise de fusões verticais para essa teoria do dano, seria necessário examinar (i) a capacidade;

(ii) o incentivo e (iii) os esperados efeitos negativos e eficiências decorrentes da integração vertical. Esse exercício foi cuidadosamente realizado pela SG em sua Nota Técnica que concluiu que (i) O Grupo Atém teria capacidade de fechamento de mercado apenas em relação ao mercado de produção de Gasolina A e (ii) “não foram constatados incentivos para o Grupo Atem se engajar em fechamento de insumos a concorrentes no elo de distribuição, pois há um investimento alto feito na refinaria a ser recuperado, há alternativas para as distribuidoras adquirirem insumos em outras fontes, a Atem Distribuidora não possui capacidade de absorção de toda a produção de gasolina A e diesel A da Reman e há um plano de desenvolvimento do Grupo Atem para a refinaria que prevê a manutenção e a expansão da produção, visando garanti r o abastecimento da região como feito até então”. 4.2.1.Capacidade de fechamento de mercado: rivalidade e fornecimento por rotas logísticas alternativas ao TUP Reman Entendo que, por todas as razões aqui já examinadas, é incontroversa a capacidade de fechamento de mercado por parte da empresa fusionada, tanto em relação ao fornecimento de Gasolina A quanto em relação ao fornecimento de Diesel A.

De fato, quando olhamos para as cinco bases de distribuição instaladas em Manaus/AM, verificamos que quase a totalidade do que é adquirido pelas distribuidoras concorrentes do Grupo Atem é proveniente da Reman, seja por produção direta, seja por cabotagem da Petrobras de outras refinarias. Nesse sentido, a Ipiranga informou que [ACESSO RESTRITO AO CADE E À IPIRANGA]. Para a Equador, [ACESSO RESTRITO AO CADE E À EQUADOR]. A Raízen informou que [ACESSO RESTRITO AO CADE E À RAÍZEN]. A Vibra, em sua única manifestação no processo (SEI 1002238) também informou que [ACESSO RESTRITO AO CADE E À VIBRA]. Além disso, conforme discutido acima, ainda que o fornecimento por outros terminais pudesse ser economicamente viável, haveria custos adicionais de frete que dificilmente seria irrisórios. A propósito, destaca-se que houve certa desinteligência nos autos acerca da discussão sobre se as distribuidoras são ou não dependentes da Reman. As Requerentes buscaram argumentar que tal dependência não existiria. Entendo, porém, que o que as Requerentes estavam querendo defender é que existem alternativas de suprimento economicamente viáveis ao fornecimento via Reman, e esse ponto foi foco de belas discussões ao longo deste processo. Contudo, com as devidas vênias e o mais profundo respeito, acredito que houve certo exagero retórico na afirmação de que não há dependência, já que, como mencionado, quase 100% do volume adquirido pelas distribuidoras de Manaus/AM é oriundo da Reman.

4.2.2.Incentivo de fechamento de mercado: lucratividade da diminuição do fornecimento às distribuidoras Uma vez constatada a capacidade de fechamento de mercado, faz-se imperiosa a análise de incentivos. Os incentivos devem ser examinados a partir da ótica de lucratividade da estratégia por parte da empresa fusionada. Conforme explicado no Guia de Fusões Não-Horizontais da União Europeia: O incentivo ao fechamento de mercado depende do grau de rentabilidade da execução do fechamento. A empresa verticalmente integrada irá levar em conta como o seu fornecimento de insumos para competidores no downstream vai afetar não apenas os lucros da sua divisão upstream, mas também os lucros da sua divisão no downstream. Essencialmente, a empresa fusionada enfrenta um trade-off entre o lucro que é perdido no upstream devido a uma redução das vendas para rivais atuais ou potenciais e o ganho de lucro, no curto ou longo prazo, advindo da expansão de vendas no downstream ou do aumento de preço aos consumidores (traduções livres)[18]. Assim, o que se deve discutir é se, no caso em tela, poderia ou não ser lucrativo para a Atem deixar de vendar Gasolina A e Diesel A para as suas rivais distribuidoras na região Norte, com o intuito de ganhar mais mercado na distribuição ou de aumentar preços na distribuição. Em primeiro lugar, entendo que não haveria grandes dificuldades para a Atem Distribuidora expandir sua produção e conseguir absolver os volumes produzidos na Reman.

Aliás, conforme discutido nos autos, é notável o crescimento da Atem Distribuidora em termos de market share nos mercados estaduais da região norte nos últimos anos. Além disso, a Atem Distribuidora poderia vender o volume produzido na Reman para postos bandeira branca, o que também seria uma forma de diminuir a contestabilidade dos grupos rivais na distribuição. Em segundo lugar, entendo que há hipóteses economicamente racionais de exclusão de rivais que não podem ser descartadas. Considerando a margem de lucro das atividades da Reman no refino de combustíveis são sabidamente reduzidas (como apontado pelas próprias Requerentes em sede de Formulário de Notificação) o trade-off entre perdas de lucros no upstream vis-à-vis ganhos de lucros no downstream, ao menos em tese, favoreceria uma estratégia de exclusão. Sobre esse ponto, tanto o Parecer Econômico da M&A Consultoria Econômica juntado aos autos pela Raízen quanto o Parecer Econômico de lavra do Professor Carlos Raggazo esquadrinham teorias do dano que perpassam a demonstração de que seria economicamente lucrativo para a empresa fusionada diminuir a produção da Reman e deslocar a demanda das distribuidoras para as importações que são realizadas pelo Grupo Amazônia Energia.

Essa estratégia seria lucrativa porque a margem de lucro do refino seria substancialmente mais baixa do que a margem de lucro obtida na importação de combustíveis, até mesmo em virtude dos benefícios de isenção fiscal que são internalizados pelo Grupo Atem. Diante da eventual existência de incentivo ao fechamento de mercado, as únicas formas de cessar as preocupações concorrenciais decorrentes da integração vertical seriam (i) garantir um volume mínimo de produção da refinaria que estaria à disposição das distribuidoras da região ou (ii) viabilizar às Requerentes o acesso a alternativas economicamente viáveis de suprimento que não dependessem de contratações com as Requerentes no cenário pós-operação. A garantia de produção da refinaria pode ser de certo modo presumida, já que o Grupo Atem apresentou, em sua manifestação protocolada dia 30/03/2022 (SEI 1042294), um plano de investimentos a ser implementado a partir da aprovação da operação pelo CADE. O plano abrange três fases, que dialogam com as preocupações acima. Nas palavras das próprias Requerentes: [ACESSO RESTRITO AO GRUPO ATEM E AO CADE] Entendo que o ideal seria talvez ter incluído essas obrigações de investimento como um remédio comportamento no bojo do ACC. De todo modo, é também possível considerar que o cumprimento desse plano de expansão da refinaria é devido e imperioso, já que ele foi apresentado no Formulário de Notificação, o que inegavelmente vincula as Requerentes perante a autoridade antitruste.

Além da execução desse plano, porém, entendo que são necessários os remédios antitruste que foram negociados pelo Tribunal com as Requerentes. Isso porque, pelo menos do ponto de vista das distribuidoras sediadas nos arredores da Reman, há uma inconclusividade acerca da viabilidade econômica de abastecimento via outros terminais aquaviários da região Norte, além daqueles instalados em Manaus/AM (TUP Reman e TUP Atem). Mesmo que se presuma o cumprimento integral do plano de investimentos, em um eventual cenário de aprovação da operação sem restrições, seria possível cogitar de um fechamento total ou parcial do mercado upstream ou, no mínimo, de um provável aumento de preço do fornecimento primário na região em razão da saída da Petrobras. Diante desse cenário, na linha do voto-vista apresentado pelo Conselheiro Gustavo Freitas de Lima, entendo que, para assegurar a contestabilidade no fornecimento de combustíveis primários, são necessárias a imposição de medidas de acesso à infraestrutura de movimentação e armazenagem dos terminais aquaviários de Manaus/AM com capacidade de atracação de navios de longo curso, conforme será discutido a seguir. 5.Remédios antitruste Em primeiro lugar, ressalto que, para se desenhar adequadamente os remédios antitruste capazes de sanar os problemas acima identificados, é preciso compreender a lógica regulatória a que se submetem as atividades de refino e distribuição de combustíveis.

O contexto fático que gera preocupações concorrenciais, fruto da verticalização decorrente da operação, engloba atividades econômicas diretamente afetadas – e, por assim dizer, moldadas – pela regulação setorial brasileira de petróleo e gás. Por tal razão, iniciarei esta seção esclarecendo a regulamentação da ANP aplicável aos ativos e às atividades econômicas que concernem o presente ato de concentração. Uma vez compreendido o cenário regulatório específico à operação, apresentarei, em seguida, os remédios solicitados pela própria ANP ao CADE para a resolução dos problemas aqui identificados. 5.1. Cenário regulatório Antes de adentrarmos na análise da regulamentação setorial em si, é relevante destacar que a refinaria objeto da presente operação e TUP conexo a ela são rodeados por cinco bases primárias das empresas distribuidoras Atem’s (compradora dos ativos), Equador, Vibra, Ipiranga e Raízen. As bases primárias de distribuição são instalações que recebem combustíveis diretamente da refinaria por meio de dutos. A partir destas bases, os combustíveis líquidos são distribuídos para outras instalações, mais próximas ao mercado consumidor final, por meio de transporte aquaviário e rodoviário, conforme figura a seguir: Fonte: Adaptação SEI 1044891. A Ipiranga, Vibra e Equador contam com estruturas flutuantes conectadas por dutos submersos às suas bases de distribuição para o recebimento de embarcações.

Já a Atem’s e a Raízen possuem, cada uma, um píer de atração conectados diretamente às suas bases primárias. No entanto, somente o píer da Atem’s é capaz de receber embarcações de grande porte. Ocorre que, como ilustrado na figura abaixo, somente o TUP Reman e o TUP Atem são capazes de receber navios de grande porte, com cargas de até 50 mil m3. O recebimento da base da Atem é oriundo não somente dos dutos da Reman, mas também do descarregamento em seu píer de combustível recebido de outras fontes, como cabotagem de outras refinarias, distribuidoras e terminais, além da importação feita por sua subsidiária Amazônia Energia. Fonte: SEI 1044891. É a partir desse contexto fático que deve ser compreendido o âmbito regulatório. A Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 (Lei do Petróleo) determina a obrigação de livre acesso aos dutos de transporte[19] e aos terminais marítimos[20], e determina que a ANP regule a preferência do proprietário: Art. 58. Será facultado a qualquer interessado o uso dos dutos de transporte e dos terminais marítimos existentes ou a serem construídos, com exceção dos terminais de Gás Natural Liquefeito - GNL, mediante remuneração adequada ao titular das instalações ou da capacidade de movimentação de gás natural, nos termos da lei e da regulamentação aplicável.

§ 1º A ANP fixará o valor e a forma de pagamento da remuneração adequada 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 [...] (grifos nossos) Em relação ao livre acesso aos dutos de transporte, a definição de transporte diverge de transferência quanto à existência de terceiros interessados em determinado percurso, conforme definido no art. 6, VII e VIII, da Lei do Petróleo, em redação dada pela Lei nº 12.490, de 2011: VII – Transporte: movimentação de petróleo, seus derivados, biocombustíveis ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse geral; VIII – Transferência: movimentação de petróleo, seus derivados, biocombustíveis ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse especifico e exclusivo do proprietário ou explorador das facilidades; (grifos nossos) Portanto, havendo o comprovado interesse de terceiros em um duto de transferência, este será reclassificado como de transporte pela ANP, conforme dispõe o art. 59: Art. 59.

Os dutos de transferência serão reclassificados pela ANP como dutos de transporte, caso haja comprovado interesse de terceiros em sua utilização, observadas as disposições aplicáveis deste Capítulo. Parágrafo único. A ANP baixará normas sobre a habilitação dos interessados e as condições para a autorização e para transferência de sua titularidade, observado o atendimento aos requisitos de proteção ambiental e segurança de tráfego. (grifos nossos) Já em relação ao livre acesso aos terminais aquaviários, a Resolução ANP nº 881/2022 estabelece que o tratamento a ser dispensado pelo operador aos carregadores, usuários dos serviços de movimentação do terminal, deve ser não discriminatório: Art. 3º 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. § 1º O acesso ao terminal inclui os sistemas de carga e descarga, os dutos portuários integrantes do terminal, os sistemas de armazenagem de produtos e demais sistemas complementares do terminal, desde que sejam indispensáveis para a movimentação ou armazenagem de produtos. (grifos nossos) A fim de maximizar a movimentação pelos meios disponíveis, a Resolução estabelece a obrigação, ao titular do terminal, de permitir a conexão dutoviária deste com outras instalações: Art. 29.

O operador fica obrigado a permitir a conexão dutoviária do terminal com instalações de terceiros interessados. Essa hipótese da interconexão se aplicaria, por exemplo, quando alguma base de distribuição ou terminal necessite lançar linhas de dutos diretamente sobre o píer de um outro terminal aquaviário, ou se conectar diretamente a um ponto de saída do terminal, ou mesmo à sua tancagem. O TUP Reman detém 3 (três) píeres de atracação e 32 (trinta e dois) dutos que ligam tais instalações à refinaria. Ocorre que o TUP Reman não conta com tanques de armazenagem, e os tanques destinados à movimentação de combustíveis pertencem à refinaria. A Resolução ANP nº 881/2022, por sua vez, aplica-se apenas ao terminal e seu operador e, portanto, não se aplica ao operador da refinaria, por ausência de previsão legal para tanto – o art. 58 da Lei do Petróleo se restringe aos terminais aquaviários e dutos de transporte. Sendo assim, isoladamente, o acesso ao TUP não permite a realização da operação de suprimento de uma base de distribuição ligada à refinaria, uma vez que somente a refinaria conta com área destinada a armazenagem de combustíveis conectada ao píer e o terminal não conta com conexões dutoviárias com as bases de distribuição.

Observa-se que, como as bases de distribuição em Manaus não contam com conexão dutoviária ao TUP Reman e os tanques de armazenagem de GLP encontram-se sob o controle da refinaria, as decisões do operador da refinaria podem trazer restrições ao descarregamento e carregamento de embarcações com GLP a serviço de distribuidores ou outros agentes supridores. Em que pese o TUP Reman estar sujeito às regras de livre acesso, a operação de suprimento das bases dos distribuidores conectadas à Reman por outras empresas, via TUP Reman, de maneira independente do operador da refinaria, não estaria garantida com a simples aplicação das regras de livre acesso ao terminal, previstas na Resolução ANP nº 881/2022. Destaca-se, também, como dito, que apenas o TUP Reman e a base de distribuição da Atem’s possuem berços de atracação capazes de receber embarcações de maior porte, utilizadas para deslocamento internacional de combustíveis. Assim, atualmente, o atendimento à região de Manaus com embarcações de maior porte depende necessariamente da utilização dos píeres da Atem e da Reman. Além disso, é essencial deixar claro que as regras de livre acesso se aplicam aos TUPs, e não às bases de distribuição, e que a classificação dessas instalações não é feita sob uma lógica tradicional de subsunção a regras de classificação determinadas pela agência reguladora.

O detentor da infraestrutura faz um requerimento administrativo à agência reguladora, solicitando uma autorização para operar ou como TUP, ou como base de distribuição. Assim, do modo como é estruturada a regulação, a ANP não detém poderes para, unilateralmente, impor a alteração de uma base de distribuição em TUP, aos quais são aplicáveis as regras de livre acesso, que ajudariam a dirimir as preocupações concorrenciais levantadas com a presente Operação. É por essa razão que, diagnosticados os problemas concorrenciais já mencionados, a agência reguladora veio ao CADE solicitar a imposição de remédios. Além disso, justamente pelo fato de a ANP não ser dotada de poderes regulatórios para impor unilateralmente as obrigações de livre acesso para movimentação e armazenagem de combustíveis, há poucas semanas, em 19.08.22, o Governo Federal encaminhou ao Congresso Nacional um projeto de lei, atuado como Projeto de Lei nº 2316/2022, que visa alterar a Lei do Petróleo para conferir maior enfocercement às obrigações regulatórias, que passarão a ser legalmente placitadas. 5.2.Remédios solicitados pela ANP Considerando as preocupações concorrenciais derivadas da sobreposição horizontal e das integrações verticais, a ANP desenhou três possibilidades de remédios a serem impostos pelo CADE – todos eles comportamentais: O cenário A apresenta uma solução temporária. As obrigações englobam:

(i) a permissão de interconexão das bases primárias das distribuidoras de combustíveis líquidos ao TUP da Reman; (ii) a garantia do direito de passagem pelo terreno da refinaria para a construção dessa interconexão; e (iii) a conversão temporária, por 3 anos, da base da Atem’s Distribuidora em TUP, passando a se submeter às regras de livre acesso da Resolução nº 881/2022. O cenário B também apresenta uma solução temporária, englobando (i) a permissão de interconexão das bases primárias das distribuidoras de combustíveis líquidos ao TUP da Reman; (ii) a garantia do direito de passagem pelo terreno da refinaria, para a construção dessa interconexão; e (iii) a segregação temporária, por 3 anos, de parte da tancagem da refinaria para integração ao TUP da Reman, para que, durante esse período, tal tancagem esteja sob as regras de livre acesso da Resolução nº 881/2022. Por fim, o cenário C apresenta uma solução definitiva, abarcando (i) a permissão de interconexão das bases primárias das distribuidoras de combustíveis líquidos ao TUP da Reman e ao TUP da Atem’s; (ii) a garantia do direito de passagem pelo terreno da refinaria para a construção dessa interconexão; e (iii) a conversão da base da Atem’s Distribuidora em TUP, passando a se submeter às regras de livre acesso da Resolução nº 881/2022.

A ANP ressaltou que não há óbice regulatório às alternativas propostas, tendo se colocado à disposição deste CADE para contribuir na negociação dos remédios, caso fosse de interesse do órgão. A ANP considerou que tais remédios, ao permitirem o livre acesso aos dutos de transporte e aos terminais aquaviários, possibilitariam o aumento da rivalidade no fornecimento primário, promovendo seu uso por quaisquer agentes interessados (quando possível) e incentivando o investimento em infraestrutura logística, propiciando as condições necessárias para o aumento da concorrência na região. 5.3. Remédios negociados com o CADE 5.3.1.Obrigações de acesso ao TUP Reman para prestação de serviços de armazenagem e movimentação dos produtos e para conexão dutoviária O ACC apresentado pelas Requerentes incluiu cláusulas de obrigação de acesso ao TUP Reman para prestação de serviços de movimentação dos produtos em condições não-discriminatórias, tendo como principal diretriz a Resolução ANP nº 881/2022. É vedado ao Operador do TUP Reman demonstrar preferência ou diferenciação injustificada no atendimento de pedidos de acesso de eventual proponente. A ordem de chegada das solicitações de serviço deve ser considerada pelo Operador para fins de priorização da prestação do serviço.

A ANP é competente para monitorar o cumprimento das obrigações de livre acesso ao TUP Reman, nos termos da Resolução ANP nº 881/2022, sem prejuízo da atribuição do CADE para monitorar e cobrar o efetivo cumprimento das obrigações contidas no ACC, no âmbito das suas atribuições. O ACC também se inspira na Resolução ANP nº 881/2022 para a construção da solução dos problemas concorrenciais observados. Isso significa que o Operador do TUP Reman fica obrigado a permitir a conexão dutoviária do TUP Reman com instalações de eventuais proponentes, devendo ser respeitados os requisitos, as etapas, as formalidades e os prazos previstos no art. 29 da Resolução ANP nº 881/2022. De mesmo modo, a ANP é competente para monitorar o cumprimento das obrigações de conexão dutoviária, sem prejuízo à atribuição do CADE para monitorar e cobrar o efetivo cumprimento das obrigações contidas no ACC. Considero que o ponto mais importante do remédio negociado com as Requerentes consiste na previsão de que a Compromissária estará obrigada a garantir o acesso ao TUP Atem em condições não-discriminatórias. Destaca-se que, se essa obrigação não fosse prevista no ACC, o TUP Atem sequer estaria submetido às regras da da Resolução nº 881/2022, já que atualmente a base da Atem é qualificada como uma simples distribuidora, estando, portanto, fora do alcance dessa regulamentação.

Além de se garantir o acesso ao terminal do TUP Atem em condições não discriminatórias, o ACC também obriga o Grupo Atem a fornecer para as terceiras interessadas capacidade de armazenamento dos produtos nas instalações da Atem Distribuidora, limitada a utilização da tancagem até o limite de[ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. Essa garantia de acesso a um voluma tão significativo de armazenagem permite que as distribuidoras da região tenham uma fonte economicamente viável de recebimento e armazenamento de grandes volumes cabotados ou importados por meios de navios de longo curso. Para o cumprimento dessas cláusulas, será garantido o acesso à área de armazenagem, o direito de passagem para a retirada do produto armazenado e a sua retirada por caminhão, balsa, embarcação ou outro meio. E o que considero mais importante: no caso de aprovação da proposta de conexão dutoviária ao TUP Reman, o acesso tanto à movimentação no TUP Atem quanto à armazenagem na base da ATEM será garantido durante todo período necessário à conclusão das obras de conexão dutoviária. 5.3.2.Solução arbitral Se houver controvérsias envolvendo a remuneração e outras condições de ordem comercial surgidas exclusivamente durante as negociações de prestação de serviços de movimentação dos produtos e de conexão dutoviária, o ACC estabelece uma solução arbitral. [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] Destaca-se que o uso da arbitragem em ACCs não é novidade para o CADE.

Vale recordar os casos ICL Brasil – Fosbrasil (AC nº 08700.000344/2014-47), ALL – Rumo (AC nº 08700.000871/2015-32), BM&F Bovespa – Cetip (AC nº 08700.004860/2016-11) e AT&T – Time Warner (AC nº 08700.001390/2017-14). No caso ICL Brasil – Fosbrasil (2014), a operação resultou em uma integração vertical entre as duas requerentes. O problema concorrencial identificado pelo CADE foi a possibilidade de fechamento do mercado downstream de ácido fosfórico (PPA) de grau alimentício por parte da Fosbrasil aos concorrentes da ICL. A concretização da operação poderia gerar uma elevação das barreiras à entrada e a cobrança de preços discriminatórios aos concorrentes da ICL e a eventuais entrantes. No caso ALL – Rumo, a operação também resultou em uma integração vertical entre as duas requerentes. O problema concorrencial foi a possibilidade de discriminação dos concorrentes da Rumo Logística, que dependiam do serviço de transporte ferroviário prestado pela ALL. No caso BM&F Bovespa – Cetip, a operação resultou em uma sobreposição horizontal entre as requerentes. Qualquer potencial entrante no mercado de bolsa ou balcão necessariamente teria que contratar infraestrutura que somente a empresa resultante da operação detinha. O CADE se preocupou com possíveis práticas exclusionárias e discriminatórias em relação a novos entrantes por parte da companhia resultante. No caso AT&T – Time Warner, a operação resultou em uma integração vertical entre as requerentes.

As requerentes eram dotadas de elevado poder de mercado nos segmentos em que atuavam, o que poderia resultar em um alinhamento de interesses por meio do intercâmbio de informações concorrencialmente sensíveis, bem como de vantagens de negociação. Como resultado, poderia haver discriminação de concorrentes da TimeWarner e direcionamento de conteúdos entre as requerentes que poderia ter como resultado o fechamento do mercado de programação de TV por assinatura. Nota-se um padrão de utilização do instituto pelo CADE em casos cuja preocupação concorrencial abrange a possibilidade de discriminação de concorrentes e fechamento de mercado, decorrentes de processos de verticalização. Entre as possibilidades de emprego da arbitragem em ACCs enumeradas pela OCDE em seu documento Arbitration and Competition (2010) consta justamente o uso de tal ferramenta em acordos de acesso a infraestruturas físicas[21]. 5.3.3.Desverticalização Outra preocupação concerne o possível fluxo de informações concorrencialmente sensíveis entre a Reman e outras empresas do Grupo Atem, uma vez que passarão a estar verticalmente integrados. Para dirimir tal preocupação, o ACC estabelece determinados mecanismos de governança relativos à independência dos centros e órgãos de tomada de decisão dos negócios de refino e distribuição.

[ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] 5.3.4.Monitoramento O ACC contará com a presença de Trustee, que deverá realizar uma série de atividades, dentre as quais destaco as seguintes, que ilustram algumas das soluções de monitoramento às obrigações estabelecidas: [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] Entendo que as obrigações comportamentais negociadas, portanto, estão em linha com as melhores práticas em termos de remédio antitruste, motivo pelo qual considero que o ACC é suficiente para resolver, ou pelo menos atenuar, os problemas concorrenciais diagnosticados e as obrigações comportamentais assumidas são exequíveis e monitoráveis. Dispositivo Por todo o exposto, voto pela aprovação do Ato de Concentração condicionada à celebração de Acordo em Controle de Concentrações (SEI 1112120). VICTOR OLIVEIRA FERNANDES Conselheiro (assinado eletronicamente) [1] Nos termos da manifestação da Ipiranga, as quatro fontes de aumento de preço seriam: (i) eliminação de subsídio vis-à-vis preços de paridade de importação; (ii) eliminação de subsídio sobre fretes de combustíveis cabotados de outras praças Petrobras; (iii) eliminação de competição direta atual e potencial pela importação de combustíveis no polo de Manaus e (iv) integração vertical as atividades da ATEM na distribuição (SEI 1095132, p. 5-6). [2] O Preço de Paridade de Importações (PPI) considera quatro elementos principais:

a variação internacional do barril do petróleo; as cotações do dólar; os custos de transporte e uma margem interna da própria Petrobras que envolve impostos, taxas e custos de internação e custos aduaneiros. [3] Salienta-se que as Terceiras Interessadas Ipiranga e Equador propuseram cenários mais restritos, sustentando que, respectivamente, os estados do Amapá e Pará não comporiam o mercado relevante geográfico. Entendo que esses cenários são afastados quando se parte do raciocínio da ANP e da SG/CADE de olhar os mercados relevantes na cadeia de “cima para baixo”, já que há volumes significativos de combustíveis refinados ou vendidos na Reman que são escoados via distribuidoras para esses estados. [4] WOOLFE, Philip e MORRISON, Julianne Kerr. Market Definition. In: BAILEY, David e ELIZABETH, Laura (eds.) European Union Law of Competition. Oxford: Oxford University Press, 2018, parágrafo 4.070, (“Separate markets for different stages of the production and distribution chain. “There may be separate markets for different stages of the production and distribution chain. In particular, there may be distinct markets for raw materials and for the finished products, and for wholesale and retail distribution. A particular supply of services may form a distinct product market even though its provision ultimately forms part of a wider supply of services, which itself may form a relevant product market”. [5] Idem. [6] UNIÃO EUROPEIA. Tribunal de Justiça da União Europeia.

IMS Health GmbH & Co. OHG v. NDC Health GmbH & Co. KG. Case-418/01, 29 de abril de 2004, parágrafo 44, (it is sufficient that a potential market or even hypothetical market can be identified. Such is the case where the products or services are indispensable in order to carry on a particular business and where there is an actual demand for them on the part of undertakings which seek to carry on the business for which they are indispensable”). [7] UNIÃO EUROPEIA. Tribunal de Justiça da União Europeia. Clearstream vs. Comissão Europeia, 2009 (“It follows from the case-law that a sub-market which has specific characteristics from the point of view of demand and supply and which offers products which occupy an essential and non-interchangeable place in the more general market of which it forms part must be considered to be a distinct product market. … In that context, it is sufficient if a potential or even a hypothetical market could be identified, which is the case where the products or services are indispensable to the conduct of a particular business activity and where there is an actual demand for them on the part of undertakings which seek to carry on that business activity. It is therefore decisive that two different stages of production can be identified and that they are interconnected in that the upstream product is indispensable for supply of the downstream product”). [8] NIELS, Gunnar; JENKINS, Helen; KAVANAGH, James. Economics for Competition Lawyers. Oxford:

Oxford University Press, 2016, p. 29 e 77. [9] Vide tabelas 5 e 6 da Nota da ANP. [10] Ato de Concentração nº 08700.001009/2019-71 (Chevron U.S.A. Inc. e Petrobras Americas Inc.); Ato de Concentração nº 08012.002998/2008-15 (Petróleo Brasileiro S/A e Petroleos de Venezuela do Brasil Ltda.); Ato de Concentração nº 08012.002818/2007-14 (Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras, Refinaria de Petróleo Ipiranga S.A., Ultrapar Participações S.A. e Braskem S.A.); e, Averiguação Preliminar nº 08012.007897/2005-98 (Representante: Refinaria de Petróleo de Manguinhos S.A e Refinaria de Petróleo Ipiranga S.A.; Representada: Petróleo Brasileiro S/A – Petrobras). [11] A esse respeito, vide AC 08700.003358/2021-41 (SEI 094068); AC 08700.002193/2020-18 (SEI 082783)/;AC 08700.001005/2017-21 (SEI 0316735). [12] GOETEYN, Geert e ASHALL, Sarah. EU Merger Control: The Relevance of Captive Sales for the Purpose of Market Definition and Competition Assessment. Journal of European Competition Law & Practice, vol. 6, issue 8, 2015, pp. 567 – 580. [13] Destaca-se que o Cenário Alternativo 4 discutido na nota do DEE refere-se à análise das importações como um mercado a parte e o Cenário Alternativo 5 refere-se ao mercado de movimentação de serviços portuários. [14] SALINGER, Michael A. Vertical Mergers. In: The Oxford Handbook of International Antitrust Economics - Vol. 1. Oxford: Oxford University Press, 2015, p. 556. [15] SALINGER, Michael A. Vertical Mergers. In:

The Oxford Handbook of International Antitrust Economics - Vol. 1. Oxford: Oxford University Press, 2015, p. 559 (“by using formal economic analysis of the likely effects of vertical mergers on consumers, the Chicago school critique virtually reversed the policy prescription to a presumption that vertical mergers are procompetitive or at least competitively neutral”). [16] A esse respeito, cf. SALOP, Steven C. Invigorating vertical merger enforcement. Yale Law Journal, v. 127, n. 7, p. 1962–1994, 2018 (argumentando que um escrutínio mais rígido de fusões verticais é necessário principalmente em mercados em que economias de escala e efeitos de rede estão presentes); BAKER, Jonathan B et al. Five Principles for Vertical Merger Enforcement Policy. Antitrust, v. 33, p. 12–19, 2018 ("modern economic analysis does not support a relaxed approach to vertical merger review and enforcement") e ainda MOSS, Diana L. Merger Policy and Rising Concentration: An Active Agenda for Antitrust Enforcement. Antitrust, v. 7, n. 2, p. 44–68, 2018. [17] Sobre o tema, cf. SHAPIRO, Carl. Vertical Mergers and Input Foreclosure Lessons from the AT&T/Time Warner Case. Review of Industrial Organization, v. 59, n. 2, p. 303–341, 2021. [18] UNIÃO EUROPEIA. Guidelines on the assessment of non-horizontal mergers under the Council Regulation on the control of concentrations between undertakings, 2008, § 40. Do original: “the incentive to foreclose depends on the degree to which foreclosure would be profitable.

The vertically integrated firm will take into account how its supplies of inputs to competitors downstream will affect not only the profits of its upstream division, but also of its downstream division. Essentially, the merged entity faces a trade-off between the profit lost in the upstream market due to a reduction of input sales to (actual or potential) rivals and the profit gain, in the short or longer term, from expanding sales downstream or, as the case may be, being able to raise prices to consumers” [19] Os dois principais atos normativos regulamentadores dos dutos de transporte são a Resolução ANP nº 716/2018, que regulamenta o livre acesso a dutos de transporte de petróleo, seus derivados e biocombustíveis, com a extensão inferior a 15km (dutos de transporte curtos) e a Resolução ANP nº 35/2012, que regulamenta o uso, por terceiros interessados, de dutos de transporte destinados à movimentação de petróleo, seus derivados e biocombustíveis, com extensão maior ou igual a 15 km (dutos de transporte longos). [20] O principal ato normativo regulamentador do acesso aos terminais aquaviários é a Resolução ANP nº 881/2022, 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. [21] OCDE. Arbitration and Competition. Paris: OECD Publishing, 2010, p. 15.