Ato de Concentração Sumário nº 08700.003393/2024-11

SEI/CADE - 1410902 - Parecer PARECER Nº 321/2024/CGAA5/SGA1/SG PROCESSO Nº 08700.003393/2024-11 REQUERENTES: 3R Petroleum Óleo e Gás S.A. e Enauta Participações S.A. Ementa: Ato de Concentração. Lei nº 12.529/2011. Procedimento Sumário. Requerentes: 3R Petroleum Óleo e Gás S.A. e Enauta Participações S.A. Natureza da Operação: aquisição de controle. Mercados afetados: (i) exploração e produção de petróleo e gás natural; (ii) refino de derivados de petróleo; (iii) terminais portuários; (vi) afretamento e operação de navios FPSO; (v) processamento de gás natural; (vi) comercialização e distribuição de gás natural. Art. 8º, incisos III e IV, Resolução CADE nº 33/22. Aprovação sem restrições. VERSÃO DE ACESSO PÚBLICO I. REQUERENTES I.1. 3R Petroleum Óleo e Gás S.A. ("3R" ou "Compradora") A 3R é uma companhia brasileira de capital aberto com ações negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo (B3: RRRP3), controladora do Grupo 3R, cujos principais acionistas são: Gerval Investimentos Ltda (8,4%), Banco BTG Pactual (5,6%)[1], Coronation Fund Managers Ltd (5,0%), Maha Energy AB (5,0%), Administração (0,1%) e Outros Acionistas (75,9%). O Grupo 3R atua na exploração e produção de petróleo e gás natural com foco em redesenvolvimento de ativos maduros onshore e offshore, no refino de petróleo e na prestação de serviços portuários.

O Grupo 3R auferiu, no ano anterior à operação, faturamento acima de R$ 750 milhões no Brasil, superior aos dois patamares de notificação obrigatória fixados no art. 88 da Lei nº 12.529/11, posteriormente alterado pela Portaria Interministerial MF/MJ nº 994/12. I.2. Enauta Participações S.A. ("Enauta" ou "Empresa-alvo") A Enauta é uma companhia de capital aberto com ações negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo (B3: ENAT3), que atua na indústria de petróleo e gás natural no Brasil. Os acionistas da Enauta são: Bradesco (26,2%)[2], Jive Asset Gestão de Recursos Ltda (“Jive Invesments”) (15,5%), Quantum Fundo de Investimento em Ações – FIA (“Quantum FIA”) (7,0%), Travessia Securitizadora de Créditos Mercantis XI S.A. (“Travessia”) (6,1%), Queiroz Galvão S.A. (“Queiroz Galvão”) (4,9%), Vinci Partners Investments Ltd (“Vinci Partners”) (2,8%), Outras Ações em Circulação (36,5%), Ações em Tesouraria (0,9%), Administradores (0,1%). No setor de energia, as subsidiárias da Enauta atuam com atividades de exploração, perfuração, desenvolvimento de projetos de produção, produção, importação, exportação, comércio e industrialização de petróleo, gás natural e produtos derivados. A Enauta auferiu, no ano anterior à operação, faturamento acima de R$ 750 milhões no Brasil, superior aos dois patamares de notificação obrigatória fixados no art. 88 da Lei nº 12.529/11, posteriormente alterado pela Portaria Interministerial MF/MJ nº 994/12. II.

ASPECTOS FORMAIS DA OPERAÇÃO Quadro 1 – Aspectos formais da Operação Ato de Concentração de notificação obrigatória? Sim Taxa processual foi recolhida? Sim, conforme Despacho Ordinatório SECONT (SEI 1388891) Data da notificação 17/05/2024 Data da determinação de emenda 03/06/2024 Data da emenda 12/06/2024 Data da publicação do edital O Edital nº 326, que deu publicidade à Operação em análise, foi publicado no dia 19/06/2024 (SEI 1403432) III. DESCRIÇÃO DA OPERAÇÃO A Operação consiste na incorporação da totalidade das ações de emissão da Enauta pela 3R, com a atribuição aos acionistas da Enauta de ações ordinárias de emissão da 3R. A incorporação terá como consequência a migração da base acionária da Enauta à 3R para que, dessa forma, a Enauta passe à condição de subsidiária integral da 3R (a "Operação"). A Operação envolverá também a incorporação da Maha Energy (Holding) Brasil Ltda (“Maha Holding”) pela 3R[3], de modo que Maha Energy Offshore (Brasil) Ltda (“Maha Offshore”), a qual detém ações ordinárias de emissão da 3R Petroleum Offshore S.A. (“3R Offshore”), se tornará subsidiária integral da 3R, e a Maha Energy AB (“Maha Energy”), na qualidade de única sócia da Maha Holding, deterá participação direta adicional na 3R (“Roll Up”)[4]. De acordo com o Protocolo e Justificação da Incorporação de Ações de Emissão da Enauta (“Protocolo de Incorporação”), firmado entre as Requerentes em 17 de maio de 2024, [ACESSO RESTRITO].

Segundo informado, todas as ações da 3R pós-Operação serão ordinárias e cada ação dará direito ao acionista a um voto nas deliberações sociais. Logo não há distinção entre o capital social e votante da 3R. Esperam as Partes que, uma vez consumada a Operação, nenhum acionista detenha participação superior a 15% no capital total e votante da 3R, sendo que a 3R e suas subsidiárias continuarão a compor o próprio grupo econômico[5]. De acordo com as Requerentes, nenhum acionista exercerá controle na 3R e esperam que, nesse momento, o maior acionista da 3R passe a ser o Bradesco, com participação minoritária e passiva de 12%[6]. Em relação à estrutura de governança, a minuta do novo Estatuto Social da 3R pós-Operação apresentada pelas Requerentes estipula que o Conselho de Administração será composto por, no mínimo, 5 e, no máximo, 11 membros, todos eleitos e destituíveis pela Assembleia Geral, com mandato unificado de 2 anos, sendo permitida a reeleição. Como as Requerentes esperam que, logo após o fechamento da Operação, nenhum acionista deterá sequer 15% de participação no capital social e votante da 3R, e não há previsão de que será celebrado um novo Acordo de Acionistas, nenhum acionista específico terá (individualmente ou em conjunto) poder para eleger membros do Conselho de Administração e/ou Conselho Fiscal da 3R. Segue abaixo a estrutura societária das empresas afetadas antes e depois da Operação:

Figura 1 – Antes da Operação [ACESSO RESTRITO] Figura 2 – Depois da Operação [ACESSO RESTRITO] Fonte: Requerentes. Como justificativa para realização da Operação, as Requerentes explicam que a combinação dos seus negócios criará uma empresa com portfólio balanceado, produção diversificada, perfil variado e com capacidade de aumentar a produção de forma competitiva. As Requerentes informaram que a Operação não está sujeita à aprovação de outras autoridades antitruste nem de órgãos reguladores, mas deverá ser comunicada, em até 30 dias contados do ato societário que formaliza a troca de controle da Enauta, à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). IV. ENQUADRAMENTO LEGAL (ART. 8º, RES. CADE Nº 33/2022) III – Baixa participação de mercado com sobreposição horizontal. IV – Baixa participação de mercado com integração vertical. V. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES SOBRE A OPERAÇÃO Quadro 2 – Efeitos da Operação Sobreposição horizontal Sim Integração vertical Sim Setor em que há sobreposição horizontal Mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural Setores em que há integração vertical Mercados de (i) exploração e produção de petróleo e gás natural; (ii) refino de derivados de petróleo; (iii) terminais portuários; (iv) afretamento e operação de navios FPSO; (v) processamento de gás natural; e (vi) comercialização e distribuição de gás natural Participações de mercado Reduzidas VI. Considerações sobre a Operação VI.1.

Considerações iniciais Dadas as atuações das Requerentes, a Operação gera sobreposição horizontal no mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural. Além disso, a Operação suscita integrações verticais entre: exploração e produção de petróleo e gás natural (Grupo 3R e Enauta, a montante) e refino de derivados de petróleo (Grupo 3R, a jusante); exploração e produção de petróleo e gás natural (Grupo 3R e Enauta, a montante) e terminais portuários de produtos de petróleo e combustíveis (Grupo 3R, a jusante); afretamento e operação de navios FPSO (Grupo 3R e Enauta, a montante) e exploração e produção de petróleo e gás natural (Grupo 3R e Enauta, a jusante); e processamento de gás natural (Grupo 3R, a montante) e comercialização e distribuição de gás natural (Grupo Bradesco, a jusante). O Grupo 3R atua na exploração e produção de petróleo e gás natural e detém, atualmente, ativos onshore de óleo e gás localizados nos estados da Bahia, Ceará e Rio Grande do Norte, bem como ativos offshore nos estados do Espírito Santo, Rio de Janeiro e Rio Grande do Norte, totalizando 9 ativos operacionais distribuídos em 4 bacias sedimentares, além de ativos em fase de exploração[7],[8].

O Grupo 3R detém ainda o Ativo Industrial de Guamaré (“AIG”), que engloba unidades de processamento de gás natural (“UPGNs”), a Refinaria Potiguar Clara Camarão (“RPCC”) e o Terminal Aquaviário de Guamaré (“Terminal de Uso Privado”), com capacidade de estocagem e sistemas que permitem a exportação, importação e cabotagem de óleo e derivado. Os ativos em produção da Enauta consistem em 2 campos operacionais: (i) o Campo de Atlanta, no qual a Enauta detém 100% de participação, localizado na bacia de Santos, em águas profundas, e (ii) o Campo de Manati, no qual a Enauta detém 45% de participação, que está localizado na bacia de Camamu-Almada, em águas rasas. Além disso, a Enauta detém a concessão de 18 blocos nas bacias de Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Paraná e Sergipe-Alagoas, que ainda estão em estágio de exploração. Além disso, a Enauta está em processo de completar a aquisição de: (i) 100% da concessão nos Campos de Uruguá e Tambaú e Gasoduto Uruguá-Mexilhão, (ii) o FPSO Cidade de Santos MV20 localizados na Bacia de Santos[9], e (iii) de 23% da concessão no Bloco BC-10, localizado em águas profundas da Bacia de Campos[10]. Acrescenta-se que o Bradesco, um dos acionistas da Enauta e que passará a deter ações da 3R em decorrência da Operação em análise, detém participação acima de 20% na Compass Gás e Energia S.A. (“Compass”), uma holding indiretamente controlada pela Cosan S.A. e que desenvolve atividades relacionadas ao setor de gás natural.

Por meio da Compass, o Bradesco detém indiretamente pelo menos 20% de participação societária na Companhia de Gás de São Paulo (“Comgás”). As Requerentes argumentam que não há sobreposição horizontal efetiva no mercado de afretamento e operação de navios FPSO porque, embora ambas contem com esse tipo de ativo, nenhuma delas atua nesse mercado e suas embarcações são operadas por terceiros de forma dedicada e em benefício de suas próprias atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural[11]. Com relação às integrações verticais nos demais mercados referidos acima, as Requerentes consideram que essas não são efetivas ou potenciais e que as definições precisas de mercado relevante podem ser deixadas em aberto. Contudo, de forma a afastar maiores preocupações de ordem concorrencial sem a necessidade de maior aprofundamento acerca dos argumentos apresentados, as Requerentes foram instadas a apresentar as estimativas de participação nos mercados verticalmente relacionados (inclusive o de navios FPSO no qual poderia ser aventada sobreposição horizontal) consoante os precedentes deste Conselho (cf. Despacho de Emenda SG nº 605/2024 (SEI 1392300). VI.2. Mercado com sobreposição horizontal O mercado de exploração e produção de petróleo e gás natural tem sido analisado nos precedentes do Cade como um segmento único na dimensão produto, isto é, exploração e produção de petróleo e gás natural, e na dimensão geográfica, é definido como nacional[12].

As Partes apresentaram sua participação de mercado a partir de dados da ANP do Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás, Dezembro 2023, considerando os seguintes cenários: (i) mercado nacional de petróleo e gás natural por concessionário e (ii) mercado nacional de petróleo e gás natural por operador, de acordo com as tabelas abaixo: Tabela 1 – Participação no mercado de produção de petróleo e gás natural por Concessionário – Brasil – dez2023 Concessionário Petróleo (barril/dia) Participação (%) Gás (Mm³/dia) Participação de Mercado (%) Produção total (boe/dia) Participação (%) Grupo 3R 39 368 1,1% 1 677 1,1% 49 915 1,1% Enauta 18 754 0,5% 129 0,1% 19 564 0,4% Combinado 58 122 1,6% 1 806 1,2% 69 479 1,5% Petrobras 2 286 358 64,0% 103 547 66,4% 2 937 649 64,5% Shell Brasil 384 783 10,8% 17 737 11,4% 496 344 10,9% TotalEnergies EP 146 285 4,1% 6 295 4,0% 185 883 4,1% Petrogal Brasil 100 081 2,8% 4 584 2,9% 128 913 2,8% CNOOC Petroleum 74 178 2,1% 3 639 2,3% 97 064 2,1% Petro Rio Jaguar 72 775 2,0% 865 0,6% 78 218 1,7% Repsol Sinopec 56 596 1,6% 2 414 1,5% 71 781 1,6% Outros 392 690 11,0% 14 994 9,6% 487005 10,7% Total 3 571 868 100% 155 881 100% 4 552 336 100% Fonte: Requerentes, com dados do Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás da ANP - Dezembro 2023[13].

Tabela 2 – Participação no mercado de produção de petróleo e gás natural por Operador – Brasil – dez2023 Operador Petróleo (barril/dia) Participação (%) Gás (Mm³/dia) Participação (%) Produção total (boe/dia) Participação (%) Grupo 3R 46 507 1,3% 1 719 1,1% 57 323 1,3% Enauta 18 754 0,5% 129 0,1% 19 564 0,4% Combinado 65 261 1,8% 1 848 1,2% 76 887 1,7% Petrobras 3 122 382 87,4% 142 950 91,7% 4 021 512 88,3% Equinor Brasil 95 403 2,7% 225 0,1% 96 819 2,1% Petro Rio Jaguar 85 744 2,4% 1 009 0,6% 92 088 2,0% TotalEnergies EP 48 203 1,3% 1 723 1,1% 59 040 1,3% Shell Brasil 33 933 1,0% 343 0,2% 36 089 0,8% Trident Energy 29 853 0,8% 631 0,4% 33 825 0,7% Karoon Brasil 25 985 0,7% 212 0,1% 27 321 0,6% Outros 78 004 2,2% 7 677 4,9% 126 287 2,8% Total 3 584 768 100% 156 618 100% 4 569 868 100% Fonte: Requerentes, com dados do Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás da ANP - Dezembro 2023[14]. Nota-se, dos dados acima, que a participação conjunta das Requerentes no mercado nacional de exploração e produção de petróleo e gás natural seria de 1,5% no cenário por concessionário e de 1,7% por operador, abaixo de 20%, patamar a partir do qual se presume posição dominante e, assim, possibilidade de exercício de poder de mercado. Ainda que se considere a aquisição analisada por esta SG no AC nº 08700.004023/2024-93 (3R Petroleum Offshore S.A. e Consórcio Papa-Terra), a participação do Grupo 3R permanece abaixo de 10% em todos os cenários. VI.3.

Mercados com integrações verticais No que se refere às integrações verticais entre os mercados envolvidos na Operação, antes de se passar às estimativas de participações de mercado da Enauta e da 3R, as Requerentes apresentaram argumentos para justificar que tais relações não seriam efetivamente factíveis: Quanto aos mercados de (i) exploração e produção de petróleo e gás natural e (ii) refino de derivados de petróleo, as Requerentes argumentam que uma integração vertical entre as atividades da Enauta de exploração e produção de petróleo em seus dois campos operacionais e as atividades do Grupo 3R de refino e produção de derivados de petróleo na RPCC não é factível pelas seguintes razões: (i) o petróleo produzido pela Enauta é muito ácido e é extraído com características de combustível marítimo devido a características dos próprios reservatórios e esse petróleo não é economicamente atrativo para o refino, sendo que as refinarias no Brasil, em regra, não possuem condições de refiná-lo sem fazer uma mistura com outros petróleos, fazendo com que ele seja geralmente vendido diretamente para um pool de combustíveis marítimos, não alimentando o sistema de refino de petróleo nacional; (ii) a capacidade de refino da RPCC é baixa (apenas 44,7 mil barris/dia)[15] e lhe falta a infraestrutura adequada para refinar petróleo produzido com as características do óleo atualmente produzido pela Enauta.

Assim, as Requerentes entendem que não há integração vertical efetiva ou potencial entre as atividades de exploração e produção de petróleo da Enauta e as atividades de refino e produção de derivados de petróleo da 3R. Na relação entre (iii) produção de petróleo e seus derivados e (iv) terminais portuários de produtos de petróleo e combustíveis, as Requerentes pontuam que o Terminal Aquaviário de Guamaré, localizado no Rio Grande do Norte e pertencente ao Grupo 3R, atualmente é utilizado primordialmente para o escoamento dos derivados de petróleo produzidos pela RPCC e para receber importações de derivados feitas pelo Grupo 3R. A Enauta detém campos operacionais exclusivamente offshore, nos quais o petróleo produzido por Unidades Flutuante de Armazenamento e Transferência (Floating Production Storage and Offloading – FPSO) pode ser diretamente transferido do navio FPSO para outro navio aliviador sem a presença de dutos, tancagem ou bombas de terminal (no modelo ship-to-ship (STS). Conforme mencionado anteriormente, o óleo produzido pela Enauta é vendido em pool de combustível marítimo e não se apoia em serviços portuários onshore.

Tendo em vista que o Terminal Aquaviário de Guamaré, que hoje opera para o escoamento dos derivados de petróleo produzidos pela RPCC e para receber importações pelo Grupo 3R, não fornece serviços STS, as Requerentes entendem que não há integração vertical efetiva ou potencial entre as atividades de exploração e produção de petróleo da Enauta e as atividades de serviços portuários do Grupo 3R[16] e que a definição precisa do mercado relevante pode ser deixada em aberto. Entre (v) afretamento e operação de navios FPSO e (vi) exploração e produção de petróleo e gás natural, as Requerentes declaram que seus FPSO são usados de forma cativa pelos terceiros operadores para as atividades de exploração e produção nos campos em que estão alocados especificamente, não havendo intercambialidade entre eles. As Requerentes também descartam integração vertical entre (vii) processamento de gás natural/exploração e produção de gás natural (Grupo 3R e Enauta, a montante) e (viii) comercialização e distribuição de gás natural (Grupo Bradesco, a jusante). Neste ponto, em particular, afirmam que, como nenhum acionista deterá pelo menos 20%, direta ou indiretamente, do capital social ou votante da 3R pós-Operação, não há que se considerar esta possibilidade. Entretanto, destaca-se que o Grupo Bradesco passará a ser acionista da 3R com cerca de 12% de participação, e suas atividades desenvolvidas no setor de comercialização e gás natural serão explicadas adiante de forma mais detalhada.

Observados os argumentos que desqualificariam essas integrações na prática, passa-se nesse momento à definição dos mercados e à análise dos dados de participação de forma a afastar maiores preocupações de natureza concorrencial. VI.3.a. Refino de derivados de petróleo O mercado de refino de derivados de petróleo tem sido definido nos precedentes do Cade, na dimensão produto, tendo em conta a cesta de produtos derivados de petróleo produzidos pela refinaria, e cada derivado de petróleo tem sido considerado um mercado relevante distinto, pois cada produto de uma refinaria possui aplicações distintas e dinâmicas concorrenciais próprias. Na dimensão geográfica, já foram analisados os cenários global, nacional e regional[17]. Conforme solicitado por esta SG, as Requerentes apresentaram na tabela abaixo a participação de mercado da RPCC, por produto derivado, nos cenários nacional e na Região Nordeste, a partir de dados do Painel Dinâmico da ANP para Produção de Derivados em 2023[18]:

Tabela 3 – Participação no mercado de refino de petróleo – Brasil e Região Nordeste – 2023 Produto RPCC (mil m3) Total Mercado Brasil (mil m3) Participação RPCC (%) Total Mercado NE (mil m3) Participação RPCC (%) Querosene de Aviação 116,03 5 437,99 2,13% 502,18 23,11% DMA-MGO* 87,88 3 082,37 2,85% 351,89 24,97% Óleo Diesel 72,47 16 147,23 0,45% 1 614,08 4,49% Nafta 35,12 5 696,75 0,62% 1 960,53 1,79% Gasolina A 16,18 28 455,23 0,06% 2 914,77 0,56% Óleo Combustível 651,55 9 540,69 6,83% 5 789,07 11,25% Total 979,23 68 360,26 1,43% 13 132,52 7,46% Fonte: : Painel Dinâmico ANP – Produção Refinarias. * DMA: Marine Diesel Oil e MGO: Marine Gas Oil Nota-se, dos dados acima, que a participação do Grupo 3R no mercado à jusante de refino e produção de derivados de petróleo seria inferior a 10% em todos os produtos no cenário nacional, e inferior a 30% em todos os produtos no cenário regional, abaixo do patamar de 30% a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado. VI.3.b. Terminais portuários Já o mercado de terminais portuários tem sido analisado pelo Cade na dimensão produto com base nas atividades desenvolvidas: (i) movimentação de cargas, que consiste no manuseio da carga para sua retirada ou colocação no interior do navio, e é um serviço prestado exclusivamente por operadores portuários;

e (ii) serviço de armazenagem de cargas em áreas alfandegadas para aguardar a liberação para exportação ou internação, que se dá somente após o cumprimento de obrigações acessórias. Essas atividades podem ser consideradas como mercados separados ou como um mercado único, a depender das especificidades do caso em análise. A definição de mercado relevante baseia-se, ainda, no tipo de carga armazenada e movimentada em cada terminal objeto da Operação: granéis sólidos, granéis líquidos, carga geral não conteinerizada, carga conteinerizada. Por fim, há que se considerar as especificidades dos produtos a serem armazenados e movimentados, pois pode haver incompatibilidades entre os tipos de produtos que inviabilizam a substituição[19]. Em relação à dimensão geográfica, precedentes já consideraram que a concorrência pode se dar no âmbito de um porto mediante a oferta de serviços por diferentes agentes do mercado estabelecidos na área do mesmo porto ou em área adjacente (concorrência intraporto), ou entre diferentes portos que possam se colocar como alternativas igualmente viáveis para a empresa que deseja transportar suas mercadorias em navios (concorrência interporto)[20].

As tabelas abaixo apresentam a participação de mercado do Terminal Aquaviário de Guamaré, em movimentação de produtos derivados de petróleo e combustíveis (ou seja, mais restrita que a definição usualmente adotada de categoria geral da carga, i.e., granéis líquidos), em âmbito nacional e na Região Nordeste, conforme dados do Painel Dinâmico da ANP da Movimentação em Terminais Aquaviários em 2023[21]. Tabela 4 – Participação no mercado de movimentação de produtos derivados de petróleo e combustíveis – Brasil – 2023 BRASIL Volume (m3) Participação (%) Terminal de Guamaré 2 572 973 0,5% Total do mercado 473 146 992 100% NORDESTE Terminal de Guamaré 2 572 973 2,2% Total do mercado 119 495 453 100% Fonte: Painel Dinâmico ANP – Movimentação em Terminais Aquaviários. Nota-se, dos dados acima, que a participação do Grupo 3R no mercado à jusante de movimentação de produtos derivados de petróleo e combustíveis seria de 0,5% no cenário nacional e de 2,2% no cenário regional, abaixo do patamar de 30% a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado. VI.3.c. Afretamento e operação de navios FPSO O mercado de FPSO já foi definido nos precedentes do Cade, na dimensão produto, como mercado de afretamento e operação de navios FPSO. Na dimensão geográfica, esse mercado é usualmente considerado como mundial, havendo casos em que o cenário nacional também foi avaliado[22].

Com o objetivo de afastar preocupações concorrenciais, as Requerentes apresentaram as participações de mercado dos FPSO detidos conforme a tabela abaixo: Tabela 5 – Participação no mercado de afretamento e operação de navios FPSO – Mundo – 2022 FPSO Dimensão da Frota Capacidade de armazenamento Produção de Petróleo Processamento de gás natural Unid. % MBBL % MBOPD % MMscfd % Petrojarl 1 (Enauta) 1 0,5% 180 0,1% 30 0,1% 9 0,0% Atlanta (Enauta) 1 0,5% 1 251 0,5% 50 0,2% 12,4 0,0% Cidade de Santos MV20 (Enauta) 1 0,5% 700 0,3% 35 0,2% 350 1,2% P-63 (3R) 1 0,5% 1 400 0,6% 150 0,7% 35 0,1% Grupo 3R + Enauta 4 1,9% 3 531 1,5% 265 1,3% 406,4 1,4% Total do mercado 209 100% 241 408 100% 20 883,5 100% 28 528,8 100% Fonte: Requerentes, com dados de 022 Worldwide Survey of Floating Production Storage and Offloading (FPSO) Units, Offshore Magazine e pela Energy Maritime Associates[23]. De acordo com a tabela acima, a participação de mercado combinada dos navios FPSOs detidos pelas Requerentes em 2022 foi inferior a 2% em todos os cenários possíveis, a saber: (i) frota (1,9%); (ii) capacidade de armazenamento (1,5%); (iii) produção de petróleo (1,3%); e (iv) processamento de gás natural (1,4%), abaixo de 30%, o que afasta maiores preocupações de natureza concorrencial. VI.3.d.

Processamento de gás natural Quanto ao mercado de exploração e produção de gás natural, em que pese o fato deste ser analisado em vários casos conjuntamente ao mercado de produção de petróleo, em precedentes mais recentes, o mercado de produção de gás natural foi analisado na dimensão produto como um mercado relevante único, distinto do mercado do petróleo, sem segmentação adicional, de dimensão geográfica nacional[24]. Nesses precedentes, a indústria de gás natural vem sendo definida pelo Cade em três etapas: (i) exploração, desenvolvimento e produção (upstream); (ii) processamento e transporte (midstream); e (iii) distribuição (downstream)[25]. Sob o ponto de vista das Requerentes, a definição de mercado pode ser deixada em aberto porque não haveria integração vertical entre suas atividades. O Grupo 3R possui UPGNs em Guamaré, Rio Grande do Norte, e a Enauta produz gás natural no Campo de Manati, Bahia. As Requerentes afirmam que é inviável que o gás produzido pela Enauta em Manati seja processado em Guamaré uma vez que o gás extraído do poço (em fase úmida) é direcionado à UPGN Vandemir Ferreira, de propriedade do consórcio detentor da concessão do campo (Petrobras - 35%; Enauta - 45%; Geopark - 10%; e Gas Bridge Storage S.A. - 10%) e [ACESSO RESTRITO À ENAUTA].

Além disso, não faria sentido econômico deslocar o gás produzido em Manati para ser tratado em outro local e não há interligação entre o Campo de Manati, no estado da Bahia, e as UPGNs do AIG no estado do Rio Grande do Norte. De toda forma, apresentaram os dados de participação das unidades de processamento de gás natural (UPGNs) do Ativo Industrial de Guamaré (AIG), no mercado de processamento de gás natural nos cenários nacional e regional, em termos de volume de gás natural processado, conforme dados do Anuário Estatístico da ANP: Tabela 6 – Participação no mercado de processamento de gás natural – Brasil – 2022 Polos Produtores - Brasil Volume de gás natural processado (mil m3/dia) Participação (%) Catu (BA) 492 750 2,5% Cabiúnas (RJ) 7 219 621 36,9% Cacimbas (ES) 745 457 3,8% Guamaré (RN) 103 885 0,5% Ordem Energia (AL) 320 231 1,6% Reduc (RJ) 389 902 2,0% Sul Capixaba (ES) 40 705 0,2% Urucu (AM) 4 302 916 22,0% Caraguatatuba (SP) 4 841 799 24,7% Estação Vandemir Ferreira (BA) 962 102 4,9% Alvopetro (BA) 155 369 0,8% Total 19 574 737 100% Fonte: Requerentes, com dados referentes a 2022 do Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis de 2023, p. 106[26].

Tabela 7 – Participação no mercado de processamento de gás natural – Nordeste – 2022 Polos Produtores - Nordeste Volume de gás natural processado (mil m3/dia) Participação (%) Catu (BA) 492 750 24,2% Guamaré (RN) 103 885 5,1% Ordem Energia (AL) 320 231 15,7% Estação Vandemir Ferreira (BA) 962 102 47,3% Alvopetro (BA) 155 369 7,6% Total 2 034 337 100% Fonte: Requerentes, com dados referentes a 2022 do Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis de 2023. De acordo com as tabelas acima, a participação de mercado do Grupo 3R em processamento de gás natural em 2022 foi inferior a 5% tanto no cenário nacional como no Nordeste, o que afasta maiores preocupações de natureza concorrencial. VI.3.e. Distribuição e comercialização de gás natural Os precedentes do Cade no mercado de distribuição de gás natural reconhecem segmentos distintos na dimensão produto entre os diferentes modais de distribuição sob o ponto de vista da oferta, devido à estrutura de custos inerente ao processamento para viabilizar a distribuição: (i) na forma canalizada, por meio de dutos de média ou baixa pressão; (ii) na forma liquefeita (GNL), por meio de vagões ferroviários, navios ou caminhões equipados com tanques criogênicos; ou (iii) sob a forma de gás natural comprimido (GNC), por meio de caminhões equipados com cilindros especiais[27]. Sob a perspectiva geográfica, já foram consideradas diferentes dimensões conforme aspectos relativos ao caso concreto:

(i) modais de distribuição e sua interação concorrencial; (ii) competição entre distribuição canalizada e distribuição a granel; e (iii) competição entre GNC e GNL. Nesses precedentes, este Conselho, em regra, adotou a dimensão estadual, embora em alguns casos tenha considerado também a dimensão nacional ou regional[28]. Já o mercado de comercialização de gás natural consiste na compra e venda da molécula de gás natural, independentemente da utilização da malha de transporte ou distribuição[29]. Este Conselho já analisou (i) a comercialização em conjunto com a atividade de distribuição e (ii) a distribuição de gás natural canalizado (para consumidores cativos) em separado da comercialização de gás natural, considerando os cenários de comercialização para consumidores cativos (isto é, a comercialização feita de forma associada à distribuição) e a comercialização para consumidores livres. O Cade ainda não definiu a dimensão geográfica do mercado de comercialização de gás natural, já tendo analisado a dimensão regional, estadual ou local[30]. As Requerentes argumentam que não há integração vertical efetiva ou potencial entre as atividades de comercialização de gás natural do Grupo 3R e as atividades do Grupo Bradesco de distribuição de gás natural. O Bradesco, conforme mencionado anteriormente, detém participação na Enauta e passará a deter participação na 3R em decorrência da operação em análise.

De acordo com as Partes, a Comgás é a única distribuidora de gás natural em que o Bradesco detém indiretamente, por meio da Compass, pelo menos 20% de participação societária. O Grupo 3R afirma que utiliza boa parte do gás natural por ele produzido é consumido de forma cativa em suas próprias operações. O restante é vendido no mercado para distribuidoras de gás natural que estão conectadas ao sistema de gasodutos da Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG). O sistema de gasodutos da TAG atende os estados de Alagoas, Amazonas, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Paraíba, Pernambuco, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte e Sergipe. Por questões estruturais (ausência de infraestrutura), o Grupo 3R não está apto a fornecer gás natural para distribuidoras que não estejam conectadas ao sistema de gasodutos da TAG. Dessa forma, uma vez que a Comgás não está conectada ao sistema TAG, utilizado pelo Grupo 3R, não é possível haver integração vertical efetiva ou potencial entre as atividades de distribuição de gás natural da Comgás com as atividades de comercialização de gás natural do Grupo 3R. As Requerentes acrescentam que a Compass participa, atualmente, de uma joint venture com a Mitsui Gás e Energia do Brasil (“Mitsui”), chamada Commit Gás S.A. (“Commit”).

Como, indiretamente, o Bradesco não detém participação igual ou superior a 20% no capital social da Commit, as Requerentes respeitosamente entendem que as atividades da Commit e de suas subsidiárias não são relevantes para a presente análise dada a total ausência de capacidade do Bradesco de influenciar as decisões estratégicas da Commit ou de suas subsidiárias. Não obstante, com o objetivo de afastar quaisquer potenciais dúvidas em relação à Commit, as Requerentes informam que essa empresa detém em seu portfólio 4 distribuidoras de gás natural que estão conectadas atualmente ao sistema TAG, a saber: Cegás (CE), Copergás (PE), Potigás (RN), e Sergás (SE). Em todas essas 4 distribuidoras a participação indireta do Bradesco é igual ou inferior a 10%[31]. As Requerentes declaram que nenhuma dessas distribuidoras responde individualmente por 30% ou mais do total de gás natural comercializado pelas distribuidoras com as quais a TAG tem uma relação contratual. Por fim, as Requerentes destacam que a atividade de comercialização de gás natural pelo Grupo 3R é muito limitada: em 2023, o Grupo 3R vendeu [ACESSO RESTRITO À 3R] de gás natural, o que equivale a [ACESSO RESTRITO À 3R] (0-10%) do volume total comercializado no país de 560.260 mil m3/dia[32]. Acrescentam que mesmo que o Grupo 3R comercializasse a totalidade do gás natural que produz, esta sequer seria suficiente para atender a demanda de todas as distribuidoras de portfólio da Commit que estão conectadas à TAG:

enquanto a média de produção de gás natural do Grupo 3R em 2023 foi 1.498 mil m3/dia, a média do consumo de gás natural das distribuidoras do portfólio da Commit conectadas à TAG em 2023 (até out/2023) foi de 4.610 mil m3/dia[33]. Diante disso, as Requerentes ponderam (no que contam com concordância desta SG, diante do informado) que, ainda que uma integração vertical entre as atividades de comercialização de gás natural do Grupo 3R e as atividades do Grupo Bradesco de distribuição de gás natural fosse possível, tal integração vertical hipotética não acarretaria qualquer preocupação concorrencial. Assim, por essas razões, não haveria integração vertical efetiva ou potencial entre as atividades de distribuição de gás do Grupo Bradesco e as atividades de comercialização de gás do Grupo 3R; e, em relação à Commit, também não se faz necessário aprofundar a discussão, tendo em vista que: (i) a participação detida indiretamente pelo Bradesco na Commit, por meio da Compass, é inferior a 20%; (ii) a representatividade individual de tais distribuidoras na comercialização de gás natural não é expressiva; e (iii) a atuação do Grupo 3R no fornecimento de gás natural para terceiros é muito limitada.

Por todo o exposto, considerando que as estimativas de market share conjunto das Requerentes em todos os mercados horizontalmente sobrepostos e verticalmente integrados situam-se abaixo de 20% e 30%, respectivamente, conclui-se que a Operação não possui o condão de acarretar prejuízos ao ambiente concorrencial, enquadrando-se nas hipóteses de procedimento sumário do art. 8º, incisos III e IV, da Resolução nº 33/22. VII. Cláusula de Não-Concorrência Segundo as Requerentes, o contrato que formaliza a Operação não possui cláusulas de teor restritivo à concorrência. VIIi. CONCLUSÃO Aprovação sem restrições. ____________________________ [1] Conforme comunicado recebido pelas Requerentes do Banco BTG Pactual em 6 de maio de 2024. Disponível em: https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/55b913af-cd4c-48d5-bc19-48c63916b8a5/a6a79f59-134b-ee8c-1717- 150c59064eed?origin=1. [2] Nos termos da operação apresentada no AC nº 08700.001542/2024-08, o Bradesco recebeu ações da Enauta como forma de recuperação de crédito e consequente quitação de dívida assumida pela Queiroz Galvão S.A. (“QGSA”) perante o Bradesco. Em razão daquela operação, de acordo com as Partes, o Bradesco passou a deter participação acionária passiva na Enauta, sem relevância do ponto de vista concorrencial. De qualquer forma, para apresentar um panorama completo ao Cade, a Enauta apresentou também informações sobre o Grupo Bradesco nesta notificação. [3] Cf.

fato relevante divulgado pelas empresas em https://acionista.com.br/3r-petroleum-rrrp-incorporacao-das-acoes-da-enauta-e-maha-holding/. De acordo com as Requerentes, o Grupo Maha Energy registrou receita bruta inferior a R$ 75.000.000,00 no Brasil em 2023. [4] Segundo as Requerentes, a Maha Holding e a 3R celebraram o Protocolo de Incorporação da Maha Holding pela 3R, que regula a estrutura e os termos e condições para que a Maha Holding seja incorporada pela 3R: [ACESSO RESTRITO]. [5] De acordo com as Requerentes, a estrutura acionária da 3R no pós-Operação será: Bradesco (12,1%), Jive Investments (7,2%), Maha Energy (4,8%), Gerval Investimentos (4,3%), Quantum FIA (3,2%), Banco BTG Pactual (2,9%), Travessia (2,8%), Coronation (2,6%), Queiroz Galvão (2,3%) e Outros (60,6%). [6] As Requerentes acrescentam que embora a Jive Investments, pós-Operação, passe a deter participação superior a 5% na 3R, (i) a Jive Investments não possui o controle ou participação igual ou superior a 20% em empresas com atividades horizontal ou verticalmente relacionadas à 3R ou à Enauta; bem como (ii) nenhum dos fundos geridos pela Jive Investments possui o controle ou participação igual ou superior a 20% em empresas com atividades horizontal ou verticalmente relacionadas à 3R ou à Enauta. [7] Dos 9 ativos operacionais: (i) 5 estão localizados na Bacia Potiguar e formam o Cluster Potiguar: Polos Macau, Areia Branca, Fazenda Belém, Pescada e Potiguar;

(ii) 2 estão localizados na Bacia do Recôncavo e formam o Cluster Recôncavo: Polos Rio Ventura e Recôncavo; e (iii) 2 compõem o portfólio da subsidiária 3R Offshore: Polo Peroá, localizado na Bacia do Espírito Santo, e Polo Papa-Terra, localizado na Bacia de Campos. Além dos ativos em produção, o Grupo 3R possui: (i) 9 blocos terrestres exploratórios, em região próxima aos ativos dos Polos Macau, Areia Branca e Potiguar; (ii) 1 bloco exploratório offshore, localizado na Bacia de Barreirinhas; e (iii) 1 campo em fase de desenvolvimento, o Campo de Camarão, na Bacia do Camamu. [8] O Grupo 3R encontra-se em fase de aquisição de controle total no Consórcio Papa-Terra, cf. AC nº 08700.004023/2024-93 (Requerentes: 3R Petroleum Offshore S.A. e Consórcio Papa-Terra). [9] Vide AC nº 08700.009249/2023-08 (Requerentes: Enauta Energia S.A, Petróleo Brasileiro S.A. e Gas Opportunity MV20 B.V.). [10] Vide AC nº 08700.009333/2023-13 (Requerentes: Enauta Petróleo e Gás Ltda., QatarEnergy Brasil Ltda.). Além disso, as Requerentes informam que [ACESSO RESTRITO]. [11] Tanto o Grupo 3R quanto a Enauta detêm FPSOs em seus ativos: o Grupo 3R detém o FPSO 3R-3 no Polo Papa-Terra (antes denominado P-63), enquanto a Enauta possui participação igual ou superior a 20% nos (i) FPSO Petrojarl 1; (ii) FPSO Atlanta (ex-OSX 2), em processo de ser vendido à Yinson; e (iii) FPSO Cidade de Santos MV20, sendo que os FPSOs Petrojarl 1 e Atlanta estão atualmente afretados para terceiros.

[12] Vide AC nº 08700.004141/2021-59 (Requerentes: 3R Petroleum Offshore S.A. e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.003267/2022-97 (Requerentes: Repsol Exploração Brasil Ltda e Wintershall Dea do Brasil Exploração e Produção Ltda), AC nº 08700.001439/2021-15 (Requerentes: SPE Miranga S.A. e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.001557/2021-15 (Requerentes: OP Energia Ltda, DBO Energia S.A. e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.004022/2020-15 (Requerentes: OP Pescada Óleo e Gás Ltda e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.006177/2018-71 (Requerentes: Equinor Brasil Energia Ltda, Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda, ExxonMobil Exploração Brasil Ltda e Petrogal Brasil S.A.). [13] Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/paineis-dinamicos-da-anp/paineis-dinamicos-da-anp. [14] Idem. [15] Cf. Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis de 2023, elaborado pela ANP, p. 102. Disponível em: https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/publicacoes/anuarioestatistico/arquivos-anuario-estatistico-2023/anuario-2023.pdf. [16] O Grupo 3R informa que [ACESSO RESTRITO]. [17] Vide AC nº 08700.004304/2022-84 (Requerentes: Grepar Participações Ltda e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.001265/2022-63 (3R Potiguar S.A. e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.006512/2021-37 (Requerentes: Ream Participações S.A. e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.001009/2019-71 (Requerentes: Chevron U.S.A. Inc.

e Petrobras Americas Inc.), AC nº 08012.002998/2008-15 (Requerentes: Petróleo Brasileiro S.A e Petróleos de Venezuela do Brasil Ltda), AC nº 08012.002818/2007-14 (Requerentes: Petróleo Brasileiro S.A. e Ultrapar Participações S.A.). [18] Disponível em https://tinyurl.com/painelderivadospetroleo. [19] Vide Departamento de Estudos Econômicos (DEE), Cade. Caderno do CADE: Mercado de serviços portuários, 2017, p. 34 e 35. Disponível em: https://tinyurl.com/cadernoscadeservicosportuarios. [20] Vide Departamento de Estudos Econômicos (DEE), Cade. Caderno do CADE: Mercado de serviços portuários, 2017, p. 37. Disponível em: https://tinyurl.com/cadernoscadeservicosportuarios. [21] Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/paineis-dinamicos-da-anp/painel-dinamico-de-movimentacao-terminais-aqua. [22] Vide AC nº 08700.003865/2022-66 (OOG-TKP Produção de Petróleo Ltda e Altera Infrastructure Holdings LLC.), AC nº 08700.006295/2021-85 (Nippon Yusen Kabushiki Kaisha, Mitsubishi Corporation e SBM Holding Inc. S.A.), AC nº 08700.002482/2020-17 (Nippon Yusen Kabushiki Kaisha e SBM Holding Luxembourg S.à r.l.), AC nº 08700.004833/2019-82 (SBM Holding Luxembourg S.À.R.L., SBM Holding Inc. S.A., Arazi S.À.R.L., Lancaster Projects Corp.), AC nº 08700.000335/2016-18 (OOG Tiro & Sidon GmbH e Teekay Offshore European Holdings Coop U.A.), AC nº 08012.006552/2011-65 (Odebrecht Óleo e Gás S.A.

e Teekay Holdings Limited), AC nº 08700.004791/2022-85 (BW Energy Maromba do Brasil Ltda, Petróleo Brasileiro S.A. e Saipem S.p.A.). [23] Disponível em: https://www.offshore-mag.com/vessels/document/14287001/2022-worldwide-survey-of-floating-production-storage-and-offloading-fpso-units. De acordo com essa pesquisa, existem atualmente 209 FPSOs no mercado, 163 instalados e em Operação, 16 disponíveis e 30 em construção e sob encomenda ou em reparo. Para o cálculo da participação de mercado, são considerados todos os 209 FPSOs (operacionais, disponíveis e em construção). Considerando apenas os FPSOs instalados e Operação, a participação conjunta das Requerentes é de 2,4%. [24] Vide AC nº 08700.002832/2023-80 (Requerentes: QatarEnergy Oil and Gas e International Energy Investment Holdings (Evergreen) Limited), AC nº 08700.009979/2022-10 (Requerentes: Shell Gas B.V. e QatarEnergy Oil and Gas), AC nº 08700.004540/2021-10 (Requerentes: Compass Gás e Energia S.A. e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.003211/2020-71 (Requerentes: Repsol Sinopec Brasil S.A. e Equinor Energy do Brasil Ltda), AC nº 08700.000453/2015-45 (Requerentes: HRT O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda e Shell Brasil Petróleo Ltda). [25] Vide AC nº 08700.004540/2021-10 (Requerentes: Compass Gás e Energia S.A. e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.006932/2021-13 (Requerentes: BP Global Investments Limited, Siemens Gas and Power Holding B.V. e Prumo Logística S.A.).

[26] Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/publicacoes/anuario-estatistico/arquivos-anuario-estatistico-2023/anuario-2023.pdf. [27] Vide AC nº 08700.006048/2023-41 (Requerentes: Compass Comercialização S.A. e Orizon Meio Ambiente S.A.), AC nº 08700.005598/2020-08 (Requerentes: White Martins Gases Industriais Ltda e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.003015/2020-04 (Requerentes: Petrobras Distribuidora S.A., Golar Power Brasil Participações S.A. e Golar Power Distribuidora de Gás Natural Ltda), AC nº 08012.001015/2004-08 (Requerentes: Petrobras, White Martins e PetrobrasGás). [28] Vide AC nº 08700.007867/2023-13 (Requerentes: GN Verde Participações S.A. e Metagás Biogás e Energia), AC nº 08700.005598/2020-08 (Requerentes: Petróleo Brasileiro S.A., White Martins Gases Industriais Ltda e GNL Gemini Comercialização e Logística Ltda), AC nº 08700.005483/2021-96 (Requerentes: Excelerate Energy Comercializadora de Gás Natural e Petróleo Brasileiro S.A.), e processos administrativos nº 08700.002600/2014-30 (Requerentes: Companhia de Gás de São Paulo e Petróleo Brasileiro S.A.) e nº 08700.007130/2015-82 (Requerentes: Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado – ABEGÁS e Petróleo Brasileiro S.A.).

[29] Nos termos da Lei nº 14.134, de 8 de abril de 2021 (“Nova Lei do Gás”), a comercialização pode ser exercida por qualquer agente (produtores, importadores, distribuidores), desde que tal agente seja autorizado pela ANP para fazê-lo, o que possibilitaria a conformação do mercado livre de gás natual cf. PARECER Nº 4/2022/CGAA4/SGA1/SG e voto do Conselheiro-Relator Luiz Hoffmann no AC nº 08700.004540/2021-10 (Requerentes: Compass Gás e Energia S.A. e Petróleo Brasileiro S.A.). [30] Vide AC nº 08700.007867/2023-13 (Requerentes: GN Verde Participações S.A. e Metagás Biogás e Energia), AC nº 08700.006048/2023-41 (Requerentes: Compass Comercialização S.A. e Orizon Meio Ambiente S.A.), AC nº 08700.005593/2022-39 (Requerentes: Vibra Energia S.A e ZegBiogás e Energia S.A.), AC nº 08700.005909/2021-10 (Requerentes: Engie Brasil Energia S.A., GDF International, Caisse de Dépôt et Placement du Québec e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.005483/2021-96 (Requerentes: Excelerate Energy Comercializadora de Gás Natural e Petróleo Brasileiro S.A.), AC nº 08700.005598/2020-08 (Requerentes: White Martins Gases Industriais Ltda e Petróleo Brasileiro S.A.). [31] As Requerentes informam que o Bradesco detém aproximadamente (i) 4% de participação indireta na Cegás; (ii) 5% de participação indireta na Copergás; (iii) 10% de participação indireta na Potigás; e (iv) 5% de participação indireta na Sergás. [32] Fonte: ANP, Vendas às distribuidoras de gás natural e aos consumidores livres.

Disponível em: https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/dados-abertos/comercializacao-de-gas-natural. [33] Fonte: ANP, Boletim de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Disponível em:https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/publicacoes-1/boletim-mensal-de-acompanhamento-da-industria-de-gas-natural.