Atividades de Serviços Prestados Principalmente às Empresas não Especificadas Anteriormente

SEI/CADE - 1537301 - Nota Técnica Nota Técnica nº 20/2025/CGAA4/SGA1/SG/CADE Brasília, na data da assinatura. Procedimento Preparatório nº 08700.000285/2020-55 Representante: Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - Arsesp Representada: Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) Advogado: Alex Azevedo Messeder EMENTA: Procedimento Preparatório de Inquérito Administrativo. Representante: Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - Arsesp. Representada: Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras. Apuração de possíveis infrações à ordem econômica no mercado de Gás Natural. Arquivamento de Procedimento Preparatório por inexistência de indícios, nos termos do art. 13, IV, da Lei nº 12.529/2011. VERSÃO ÚNICA DE ACESSO PÚBLICO I. RELATÓRIO II. EVOLUÇÃO DO MERCADO DE GÁS NATURAL II.1. Sobre a configuração do mercado de gás natural II.2. Ações do Governo Federal para abertura do mercado de gás natural II.3. Efetividade dos compromissos pactuados no TCC Petrobras e Cade II.4. Efeitos do TCC no mercado de gás natural brasileiro III. ANÁLISE III.1. Da denúncia apresentada pela Arsesp III.2. Da resposta da Petrobras III.3. Das respostas adicionais da Arsesp III.4. Conclusões da SG-Cade IV. CONCLUSÕES I. RELATÓRIO 1.

Trata-se de Procedimento Preparatório de Inquérito Administrativo – PP instaurado em 07.02.2020, por meio do Despacho SG de Instauração Procedimento Preparatório nº 6/2020 (SEI 0710639), com vistas a apurar possíveis infrações à ordem econômica no mercado de Gás Natural - GN. 2. O presente PP foi instaurado para apuração dos fatos narrados na denúncia apresentada pela então Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo – Arsesp em 21.01.2020 (SEI 0710201 e 0710202). 3. Segundo a Arsesp, as condições de fornecimento de gás natural pela Petrobras poderiam indicar práticas anticoncorrenciais relacionadas aos Contratos de Suprimento entre a Petrobras e as concessionárias de distribuição de gás natural canalizado no Estado de São Paulo. Ademais, a posição dominante da Petrobras na cadeia do gás natural no Brasil poderia resultar em discriminação de preços e condições comerciais às concessionárias de distribuição de gás canalizado com intuito de criar barreiras para o desenvolvimento do Mercado Livre de Gás Natural – ML. 4.

Registre-se que embora a Petrobras esteja sujeita à regulação por parte da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, esta não tem poderes regulatórios sobre os preços e cláusulas comercias dos Contratos de Suprimento de Gás Natural que a Petrobras celebra com as distribuidoras paulistas de serviço público de gás canalizado, os quais devem ser aprovados pela Arsesp, nos termos dos Contratos de Concessão, firmados entre as concessionárias e o Poder Concedente. 5. Dessa forma, para esclarecer se as condutas da Petrobras configurariam infrações concorrenciais, em 23.01.2020 foi enviado o Oficio nº 582/2020/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 0710641) à Petrobras para manifestação em relação ao teor dos fatos denunciados. 6. Em 29.01.2020, a Petrobras respondeu à denúncia (SEI 0713166). Por conseguinte, também em 29.01.2020, o Cade enviou o Ofício nº 697/2020/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 0713027) à Arsesp para que essa Agência se manifestasse em relação ao teor da manifestação apresentada pela Petrobras. 7. Assim, em 13.02.2020, a manifestação da Arsesp (SEI 0719904) reiterou que as cláusulas contratuais prevendo penalidades em caso de redução da quantidade de gás natural contratada impactavam o desenvolvimento do mercado livre. 8. Ademais, em 05.03.2020, a manifestação da Petrobras (SEI 0728168) alegou que haveria condições análogas nos contratos firmados com as distribuidoras paulistas.

E isso teria lastro no Termo de Compromisso de Cessação de Prática – TCC (SEI 0636026) celebrado entre o Cade e a Petrobras, em 8 de julho de 2019, que tratou de preservar e proteger as condições concorrenciais no mercado brasileiro de gás natural, por meio da realização de um conjunto de ações pela Petrobras visando à abertura do mercado brasileiro de gás natural e incentivando à entrada de novos agentes econômicos nesse mercado. 9. Em 05.04.2023, a SG enviou o Ofício nº 3312/2023/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1209919) à Arsesp para solicitar informações complementares referentes à denúncia sobre a possível conduta de abuso de posição dominante por parte da Petrobras. 10. Por conseguinte, em 25.05.2023, a Arsesp (SEI 1239000) reiterou que, a depender do teor, as cláusulas dos contratos de suprimento celebrados entre a Petrobras e as distribuidoras de gás poderiam criar barreiras para a entrada de novos produtores e para o fomento da comercialização de gás natural no país. 11. É o relatório. II. EVOLUÇÃO DO MERCADO DE GÁS NATURAL 12. As seções seguintes contextualizam a configuração e a evolução do mercado de gás natural, de forma a subsidiar a posterior análise da denúncia. II.1. Sobre a configuração do mercado de gás natural 13. O gás natural é um combustível fóssil, produzido juntamente com o petróleo (gás associado) ou de modo independente (gás não-associado). Existem diversas aplicações do gás natural, por exemplo: uso doméstico; industrial;

automotivo, como substituto da gasolina, do etanol ou do óleo diesel; como fonte de geração de energia ou matéria-prima para produtos petroquímicos. 14. O mercado de gás natural divide-se em três segmentos distintos, porém interdependentes, a saber: upstream, midstream e downstream; conforme ilustrado na figura a seguir. Figura 1 – Segmentos do mercado de gás natural Fonte: Mitsui Gás e Energia[1]. 15. O segmento upstream compreende atividades de exploração e produção do gás natural, em que este é encontrado nos reservatórios, na forma de gás associado (misturado com petróleo) ou de gás não-associado (reservatórios contendo somente hidrocarbonetos gasosos – metano (CH4) principalmente, etano (C2H6), propano (C3H8) e butano (C4H10) e quantidades menores de hidrocarbonetos (C5+)). Inclui, ainda, a importação de gás natural. 16. A exploração e a prospecção envolvem atividades de avaliação geofísica e geológica, que permitem indicar a existência de petróleo e gás em determinados reservatórios. A produção, por sua vez, envolve a engenharia de poços, o estudo de reservas e reservatórios e o desenvolvimento da produção (extração do petróleo e gás por meio de plataformas terrestres – onshore – ou marítimas – offshore). 17. Segundo Pires (2023)[2], devido à falta de infraestrutura, o índice de reinjeção de gás natural em plataformas offshore segue aumentando ano a ano.

De acordo com dados da ANP, tem chegado a 51,4% da produção nacional (72,2 milhões de m³/dia em um total produzido de 140,4 milhões de m³/dia). 18. Ainda no segmento upstream, o gás natural é processado em UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural) para atender às especificações do sistema de transporte e às regulamentações dos mercados consumidores. Assim, o gás natural passa por um processo de secagem e de remoção das impurezas e contaminantes[3]. 19. Ressalte-se que a Petrobras é responsável por aproximadamente 70% da produção nacional de gás natural[4]. Na etapa de escoamento, a empresa também possui posição dominante, uma vez que os contratos com os transportadores são majoritariamente com ela firmados. Adicionalmente, a Petrobras detém o quase-monopólio da etapa de processamento com a propriedade das UPGNs. 20. O segmento midstream envolve as atividades de transporte por gasodutos e estocagem de gás natural, assim como a liquefação, transporte por navios e regaseificação do GNL. 21. O transporte de gás natural ocorre por gasodutos para posterior entrega para as redes de distribuição (os dutos de transporte percorrem longas distâncias e, nos dutos, são instalados válvulas e mecanismos de entrega aos modais de distribuição). 22. A infraestrutura de gasodutos de transporte no Brasil ainda é modesta quando comparada a de outros países, apesar de a extensão representar uma expansão de 310% em relação à malha existente em junho de 1999 (2.317 km).

Contudo, nos últimos anos, praticamente não houve acréscimo na malha de transporte. O gráfico a seguir apresenta um comparativo de gasodutos por países. Gráfico 1 – Infraestrutura de gasodutos de transporte em países selecionados Fonte: Para Brasil (referência 2012). Empresa de Pesquisa Energética – EPE[5]. 23. Embora a Petrobras dominasse a infraestrutura de transporte de gás natural, a ideia de desverticalizar para promover a concorrência no setor de gás já estava inserida na Lei nº 11.909[6], de 04 de março de 2009. De fato, no § 3º do seu art. 3º, definia-se que os concessionários de transporte de gás não poderiam estar em outros negócios, especialmente nos demais elos da cadeia do gás natural. 24. Contudo, conforme identificado por Mattos (2022)[7], o art. 45 da Lei nº 11.909/2009 definia que os gasodutos de escoamento da produção, as instalações de tratamento ou processamento de gás natural, assim como os terminais de liquefação e regaseificação não estavam obrigados a dar acesso a terceiros. Como os gasodutos de escoamento e as UPGNs eram quase todas da Petrobras, a Lei de 2009 não promoveu uma efetiva concorrência no mercado de gás. 25. Já o segmento downstream compreende as atividades de distribuição por gasodutos locais ou caminhões de GNL ou de Gás Natural Comprimido (GNC) para entrega aos consumidores finais de gás natural.

A regulação de gasodutos de transporte compete à ANP, enquanto a regulação de gasodutos de distribuição compete aos Estados, conforme artigo 25 da Constituição Federal de 1988. 26. A atividade de distribuição inicia-se com o recebimento do gás nas instalações de redução e controle de pressão, medição e odorização do gás natural (citygates). Após essa fase, o gás natural é direcionado por meio de tubulações para os chamados consumidores cativos (segmentos industrial, residencial, comercial, postos automotivos, entre outros que não atendem aos requisitos para ingresso no mercado livre) e/ou consumidores livres (autoprodutores e autoimportadores)[8]. 27. Enfatize-se que a distribuição canalizada possui altos custos fixos (associados à instalação dos dutos até determinada localidade) e baixos custos marginais. A distribuição canalizada tem, portanto, características de monopólio natural. Trata-se de serviço público outorgado pelos estados da federação a empresas estatais ou privadas que prestam o serviço sob o regime de concessão geográfica exclusiva. II.2. Ações do Governo Federal para abertura do mercado de gás natural 28. No Brasil, a regulação das atividades nos segmentos upstream e midstream é de competência federal, exercida pela ANP; enquanto as atividades do downstream foram delegadas à jurisdição estadual, sujeitas à regulação de agências ou secretarias estaduais. 29.

Recentemente, diversas medidas foram adotadas no âmbito dos governos federal e estaduais a fim de promover um movimento de abertura do mercado de gás natural. Destaca-se que o arcabouço regulatório em vigor possui uma série de regras concorrenciais, tais como acesso a infraestruturas e vedações a restrições verticais nos segmentos upstream, midstream e downstream[9]. 30. As principais normas para a abertura do mercado de gás natural estão descritas a seguir: Decreto nº 9.616[10], de 17 de dezembro de 2018. Alterou o Decreto nº 7382/2010 que regulamentava a antiga Lei do Gás. Possibilitou a reclassificação de gasodutos. Resolução CNPE nº 16[11], de 24 de junho de 2019. Imprimiu novas diretrizes de políticas energéticas. Objetivava promover a livre concorrência no setor de gás natural e a desverticalização do setor. TCC CADE e Petrobras (Vigência de 08.07.2019 a 31.07.2024). A Petrobras se compromete a alienar ativos: Gaspetro, NTS, TAG e TBG. Permite a redução da participação da Petrobras na compra de gás. Viabiliza o acesso não discriminatório às infraestruturas essenciais. Decreto nº 9.934[12], de 24 de julho de 2019. Estabelece o Comitê de Monitoramento de Abertura do Mercado de Gás Natural (CMGN) composto por: MME, Casa Civil da Presidência da República, Ministério da Economia (ME)[13], ANP, Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e CADE. Determina medidas ao CNPE. Nova Lei do Gás – Lei nº 14.134[14], de 8 de abril de 2021.

Novas regras de transporte, estocagem/armazenamento, comercialização e distribuição. Acesso às infraestruturas essenciais e programas de gas release. Agenda regulatória ANP. Criação e revisão de resoluções. Elaboração de códigos comuns de acesso. Decreto nº 10.712[15], de 2 de junho de 2021. Regulamenta a Nova Lei do Gás. Deveres da ANP para evitar práticas anticoncorrenciais no mercado de gás natural. Resolução CNPE nº 03[16], de 7 de abril de 2022. Adoção de boas práticas internacionais. Implantação de programas de capacity release e de gas release. Resolução CNPE nº 01[17], de 20 de março de 2023. Instituiu um grupo de Trabalho do Programa Gás para Empregar para elaboração de estudos visando à promoção do melhor aproveitamento do gás natural produzido no Brasil. 31. O processo de abertura se intensificou a partir do Decreto nº 9.616/2018, que alterou a regulamentação da antiga Lei do Gás (Lei nº 11.909/2009). Dentre as mudanças introduzidas pelo referido Decreto, destaca-se a possibilidade de contratação independente de capacidade de transporte de gás natural pelo mecanismo de entrada-saída, que acabou por criar um incentivo à liquidez no mercado e, ainda, por gerar o aumento do número de players. Ainda, a norma deu à ANP a competência para regular os limites da atuação no transporte por empresas integradas a outros elos da cadeia. 32.

Em 2019, o CNPE publicou a Resolução nº 16/2019, que estabeleceu diretrizes e aperfeiçoamentos de políticas energéticas voltadas à promoção da livre concorrência no mercado de gás natural, possibilitando, assim, a entrada potencial de novos agentes no setor. Entre as medidas definidas pela Resolução, estabeleceu-se a necessidade de combater a formação de monopólios regionais, de impor prazos mais céleres, de fortalecer o papel das agências de regulação, de cumprir com os contratos existentes e de promover a integração do setor com demais segmentos de mercado. Foram também estabelecidas medidas estruturais e comportamentais aos agentes que possuem posição dominante no mercado, removendo barreiras para que agentes produtores possam comercializar o próprio gás natural. 33. Em 8 de abril de 2021, foi sancionada a Lei n° 14.134 (“Nova Lei do Gás”)[18], que modernizou o marco legal do setor, direcionando a indústria de gás natural para um cenário mais dinâmico, competitivo e aberto. O normativo jurídico dispõe de regras mais detalhadas a fim de assegurar o acesso não discriminatório e negociado de terceiros interessados aos gasodutos de escoamento da produção, às instalações de tratamento ou processamento de gás natural e aos terminais de GNL, conforme indicado no artigo 28: Art. 28.

Fica assegurado o acesso não discriminatório e negociado de terceiros interessados aos gasodutos de escoamento da produção, às instalações de tratamento ou processamento de gás natural e aos terminais de GNL. 34. Por conseguinte, o Decreto n° 10.712/2021, regulamentou a Nova Lei do Gás no sentido de esclarecer temas relevantes aos agentes desse mercado. 35. A Resolução CNPE nº 3/2022 estabeleceu condições para a ampliação do acesso e do aumento da eficiência na operação e na utilização das infraestruturas de transporte de gás natural. Nesse contexto, essa resolução recomenda que o MME, o ME e o Cade elaborem diagnósticos e proposições de ações para o acesso às infraestruturas essenciais e programas de gas release. II.3. Efetividade dos compromissos pactuados no TCC Petrobras e Cade 36. Em 2019 foi firmado o TCC entre o Cade e a Petrobras, um marco fundamental para a efetiva abertura do mercado ao mitigar as preocupações concorrenciais relacionadas à posição dominante da Petrobras no setor. 37. Em relação aos compromissos estruturais no âmbito do TCC, a Petrobras se comprometeu a vender participações acionárias em empresas de transporte de gás natural (Nova Transportadora do Sudeste S.A. – NTS; Transportadora Associada de Gás S.A. – TAG; e Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. – TBG), bem como as participações na Petrobras Gás S.A. – Gaspetro, que atuava no segmento de distribuição de gás natural.

A Petrobras possuía as seguintes participações acionárias nesses ativos: 10% na NTS; 10% na TAG; 51% na TBG; e 51% na Gaspetro. 38. Quanto aos compromissos comportamentais, a Petrobras se comprometeu a: arrendar o Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito – GNL da Bahia; renunciar a exclusividade no carregamento de gás das transportadoras; indicar os volumes de injeção e retirada máximas e de consumo próprio às transportadoras e à ANP; negociar de boa-fé o acesso de terceiros às essential facilities (gasodutos de escoamento e UPGNs); e não adquirir volumes adicionais de gás natural de outros supridores, exceto nas hipóteses previstas no TCC. 39. Nesse contexto, por meio do TCC, as condutas da Petrobras no mercado de gás natural foram monitoradas pelo Cade e por um trustee de monitoramento que entregou relatórios mensais, além de pareceres individualizados acerca das obrigações e dos compromissos para cada um dos desinvestimentos (NTS, TAG, TBG e Gaspetro). 40. Em 20.07.2020, a Petrobras concluiu o processo de alienação da sua participação remanescente (10%) no capital social da TAG para o grupo formado pela Engie Brasil Energia S.A., GDF Internacional e CDPQ pelo valor de R$ 1 bilhão[19]. 41. Em 30.04.2021, a Petrobras vendeu, por R$ 1,8 bilhão, a participação remanescente de 10% na NTS para a Nova Infraestrutura Gasodutos Participações S.A.

– NISA, empresa formada pelo Nova Infraestrutura Fundo de Investimentos em Participações Multiestratégia – FIP, fundo de investimentos gerido pela Brookfield Brasil Asset Management Investimentos Ltda., e pela Itaúsa S.A., atuais acionistas controladores da NTS[20]. 42. Em 11.07.2022, a Petrobras finalizou a venda de 51% da Gaspetro para a Compass Gás e Energia S.A. pelo valor de R$ 2,097 bilhões[21]. Essa operação foi aprovada pelo Cade em 22.06.2022, conforme Ato de Concentração nº 08700.004540/2021-10. 43. Como compromisso comportamental para assegurar a desverticalização funcional das transportadoras, a Petrobras indicou conselheiros de administração que se enquadrassem no conceito de conselheiros independentes, assim definidos pelas regras do Novo Mercado[22]. 44. Para permitir a entrada de novos transportadores nos gasodutos, a Petrobras declinou da exclusividade e reduziu as indicações de volumes nos sistemas de transporte da NTS e da TAG (injeção, retirada e consumo próprio). 45. Em decorrência da readequação da alocação de capacidade[23] nos gasodutos de transporte[24] de gás natural, as transportadoras TAG, NTS e TBG disponibilizam ao mercado um Portal de Oferta de Capacidade (POC), disponível em:

<https://www.ofertadecapacidade.com.br/PEG/home>, que funciona como um marketplace do setor, trazendo transparência e flexibilidade necessárias ao desenvolvimento da livre negociação, com modelo semelhante ao praticado na Europa, em que diversos operadores disponibilizam os mais variados produtos e serviços aos agentes do mercado de gás natural. 46. Em relação aos dutos de escoamento[25] de gás natural, a Petrobras vem negociando de forma não discriminatória o acesso de terceiros a esses gasodutos. Assim, a Petrobras disponibiliza uma página eletrônica <https://petrobras.com.br/negocios/oferta-escoamento-de-gas> com a oferta de capacidade de escoamento de gás natural, incluindo detalhes das infraestruturas de escoamento da Bacia de Campos (RJ), da Bahia, do Ceará, do Rio Grande do Norte, do Espírito Santo e da Bacia de Santos. 47. De acordo com a Petrobras, o modelo de contratação de capacidade de escoamento de gás natural está em consonância com os princípios do “Caderno de Boas Práticas – Diretrizes para Acesso à Unidade de Escoamento de Gás Natural”, desenvolvido pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), como representante desta indústria no Brasil. 48. De forma complementar, a Petrobras também vem permitindo o acesso de terceiros às Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs)[26].

Por isso, a Companhia passou disponibilizar a página eletrônica <https://petrobras.com.br/negocios/oferta-processamento-de-gas> com a oferta de processamento de gás natural, incluindo detalhes das infraestruturas de UPGNs: Cabiúnas (UTGCAB em Macaé-RJ); Caraguatatuba (UTGCA em Caraguatatuba-SP); Cacimbas (UTGC em Linhares-ES); Capixaba (UTGSUL em Anchieta-ES); Santiago (UTG CATU em Catu-BA); Polo Gaslub (UTGITB em Itaboraí-RJ); e Urucu (UTG URUCU em Coari-AM). Nesse sítio eletrônico também consta o Caderno de boas práticas de gás natural com orientações para negociação de acesso às UPGNs, elaborado pelo IBP. 49. Como medida de fomento para a entrada de novos agentes na compra de gás natural, a Petrobras tem limitações para a contratação de novos volumes de gás natural. 50. Com o objetivo de viabilizar a importação de GNL para ser ofertado no mercado brasileiro por outros agentes, em 04.12.2021, a Petrobras arrendou o Terminal de Regaseificação da Baía de Todos os Santos (TR-BA) para a empresa Excelerate Energy Comercializadora de Gás Natural[27]. Por conseguinte, a Petrobras também disponibiliza um portal <https://petrobras.com.br/negocios/oferta-de-regaseificacao-de-gas> de serviço de acesso à capacidade de regaseificação nos terminais de GNL da Baía de Guanabara (TR-BGUA, no Rio de Janeiro-RJ) e da Bahia (TR-BA, em Salvador-BA). 51. Quanto à TBG, não houve proposta de aquisição que se adequasse ao patamar mínimo de avaliação do ativo calculada pela Petrobras.

Por conseguinte, em 22.5.2024, o Cade referendou o quarto aditivo ao TCC com fundamento no atual Plano Estratégico 2024-2028 da Petrobras, que prevê ampliação da infraestrutura e portfólio de ofertas de gás natural, garantia da confiabilidade e desempenho operacional e energético. Dessa forma, os novos compromissos previstos no quarto aditivo (SEI 1388626) endereçam os objetivos precípuos do TCC, qual seja, a abertura de mercado de gás natural. 52. Por fim, é importante registrar que o TCC contribuiu para conceber diretrizes, políticas públicas e nova legislação visando à abertura do mercado brasileiro de gás natural, com incentivo à entrada de novos agentes no mercado. Os resultados desse processo de abertura são apresentados na seção seguinte. II.4. Efeitos do TCC no mercado de gás natural brasileiro 53. Para avaliar as políticas públicas implementadas pelo Governo Federal visando a abertura do mercado de gás natural, o Comitê de Monitoramento de Abertura do Mercado de Gás Natural (CMGN) monitorou as ações implementadas e propôs ao CNPE medidas complementares. 54. O CMGN[28] atuou entre agosto de 2019 e dezembro de 2022, produzindo relatórios trimestrais de monitoramento. A partir do 4º Relatório Trimestral, foram incluídos alguns indicadores de monitoramento da abertura do mercado de gás natural. 55.

Os resultados da abertura do mercado de gás natural comprovam a redução de participação de mercado da Petrobras e a entrada de novos agentes na produção, na comercialização e no consumo. A tabela a seguir traz essas evidências. Tabela 1 – Quantidade de agentes e market shares na cadeia de gás natural set/21- nov/21 dez/21- fev/22 mar/22-mai/22 jun/22 – ago/22 set/22 – nov/22 Produção de Gás Natural* Número de Produtores 58 52 62 69 69 market share Petrobras 71,72% 73,34% 68,13% 66,93% 68,07% Comercialização de Gás Natural – Malha Integrada Número de Ofertantes 1 9 9 10 11 market share Petrobras 100% 92,35% 85,34% 83,59% 80,99%** Consumidores Livres de Gás Natural Número de Contratos Vigentes 26 24 25 27 39*** Volume adquirido no trimestre (MMm³/d) 14,05 7,24 4,69 10,47** 8,2** Participação no Consumo 20,98% 13,02% 9,62% 18,93%** 16,09%** * Informações referem-se ao último mês do trimestre indicado. ** Os dados históricos da comercialização de gás natural encontram-se em revisão pela ANP. *** Contratos vigentes em qualquer período no trimestre entre setembro de 2022 e dezembro de 2022. Fonte: ANP – Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural. Relatório CMGN[29]. 56. Os resultados comprovam que os compromissos acordados no TCC permitiram a entrada e o desenvolvimento de ofertantes de gás natural, quais sejam:

Shell Energy do Brasil Gas Ltda., Excelerate, Galp Energia Brasil Ltda., SPE Miranga S.A., Origem Energia Alagoas S.A., Equinor Energy do Brasil Ltda., Potiguar E&P S.A., PetroReconcavo S.A., 3R Cadeias S.A., 3R Rio Ventura S.A. e Tradener. 57. Portanto, o TCC fez parte de um conjunto de ações governamentais em prol da abertura do mercado de gás natural. O atendimento da Petrobras aos compromissos assumidos no TCC contribuiu para a entrada de novos agentes na produção, comercialização e consumo de gás natural. III. ANÁLISE 58. Feitos os apontamentos sobre a evolução do mercado de gás natural após 2019, passa-se para a análise do presente caso concreto. Em fase de PP é necessário primeiramente averiguar se os fatos suscitados tratam de matéria de competência do Sistema Brasileiro de Defesa da Concorrência (art. 66 §2º da Lei nº 12.529/2011). Pode-se verificar ainda se há indícios de quaisquer condutas que possam produzir efeitos anticoncorrenciais, quais sejam: (i) limitar, falsear ou de qualquer forma prejudicar a livre concorrência ou a livre iniciativa; (ii) dominar mercado relevante de bens ou serviços; (iii) aumentar arbitrariamente os lucros e/ou (iv) exercer de forma abusiva posição dominante. 59. Para a avaliação do caráter concorrencial da conduta narrada, bem como dos seus possíveis efeitos, deve-se considerar as informações prestadas pelos agentes de mercado, além daquelas oriundas de diligências conduzidas por esta SG-Cade. 60.

As seções seguintes consolidam as manifestações da Petrobras e da Arsesp referentes a conduta investigada. III.1. Da denúncia apresentada pela Arsesp 61. A Arsesp, nos termos e limites da Lei Complementar nº 1.025/2007, possui a competência de regular, controlar e fiscalizar, no âmbito do Estado de São Paulo, os serviços de gás canalizado. Logo, essa Agência possui a legitimidade para oferecer a denúncia em análise. 62. Segundo a Arsesp (SEI 0710201), em 2020, a concessão dos serviços de distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo resultou na formação de três áreas: Noroeste, Leste e Sul, exploradas, respectivamente, pelas concessionárias Gás Brasiliana Distribuidora S/A (GBD), Companhia de Gás de São Paulo – Comgás e Gás Natural São Paulo Sul S/A (GNSPS/Naturgy). A figura a seguir contém um mapa do Estado de São Paulo dividido nas 3 áreas de concessão da distribuição, com o número de quilômetros de rede e usuários atendidos pelas concessionárias paulistas. Figura 2 – Mapa do Estado de São Paulo dividido nas 3 áreas de concessão Fonte: p. 3, SEI 0710201 63. A principal preocupação da Arsesp, referente aos contratos de fornecimento de gás natural paras concessionárias paulistas, era que a Petrobras, como agente dominante, pudesse manipular o crescimento do Mercado Livre (ML) para favorecer os negócios da Representada, em detrimento da diversificação de supridores. 64.

De acordo com a Arsesp, a cláusula quatro do contrato[30] de suprimento de gás natural referente à Quantidade Diária Contratual (QDC) tinha diferentes valores de QDC mínima para cada concessionário, o que poderia gerar um efeito cascata: as concessionárias poderiam criar dificuldades para os potenciais usuários migrarem para o ML, uma vez que as distribuidoras paulistas poderiam não conseguir reduzir a QDC junto à Petrobras. 65. Em resumo, a tabela a seguir contém os percentuais que a Petrobras permitia reduzir da QDC, no caso de o usuário cativo migrar para o ML, para cada concessionária paulista. Tabela 2 – Limites permitidos pela Petrobras para redução da QDC 2020 2021 2022 2023 GNSPS 40% 56% 56% 56% GBD 40% 20% 20% 20% Comgás 20% 50% 50% 50% Fonte: p. 11, SEI 0710201 66. Dessa forma, para a Arsesp, havia falta de critérios e parâmetros claros por parte da Petrobras para limitar o ML de cada concessionária, utilizando-se de percentuais e quantidades discrepantes para anuir com a redução da QDC. Essa situação, segundo a Arsesp, demonstraria o quanto a Petrobras poderia arrefecer a concorrência em determinada área ou Estado, impossibilitando o crescimento do ML, por meio de barreiras que cerceariam a redução da QDC e, consequentemente, a diversidade de supridores de gás. III.2. Da resposta da Petrobras 67.

Segundo a Petrobras (SEI 0713166), o regramento em relação à redução da QDC consistia em um mecanismo para disciplinar questão que constituía a espinha dorsal da divisão de riscos entre compradora e vendedora associados às operações de comercialização de gás natural de médio e longo prazo – divisão que seria legítima e amplamente adotada na indústria no Brasil e no mundo. Por isso, a fixação de QDC mínima não representaria imposição de quaisquer barreiras ao desenvolvimento do mercado livre. Inclusive, tal dispositivo seria um aprimoramento em comparação aos contratos de suprimento anteriores, visto que flexibilizava a possibilidade de redução unilateral de QDC facultada à distribuidora. 68. Ademais, a Petrobras alegava que assumia os riscos e compromissos em negócios que circundam o contrato de suprimento das distribuidoras – como, por exemplo, a contratação do transporte e de navios regaseificadores. Assim, de acordo com a Petrobras, seria legítimo a garantia de volumes mínimos à vendedora nas hipóteses de redução de QDC decorrentes da migração de usuários para a condição de consumidor livre. Esse mecanismo garantia a operação de todo o mercado em segurança, com a adequada alocação de riscos entre as partes contratantes. 69.

Para ilustrar os possíveis impactos decorrentes de reduções da QDC, a Petrobras exemplificou que a flexibilização contratual para a liberação de até 60% da demanda estimada nas zonas de concessão do Estado de São Paulo, no horizonte 2020 até 2023, representaria volume de gás natural equivalente a aproximadamente todo o volume atual de oferta nacional de outros produtores, de cerca de 23% da produção nacional. 70. Adicionalmente, continua a Petrobras, os contratos já previam a possibilidade de redução de QDC além do patamar mínimo previsto contratualmente, caso a Petrobras fosse um dos agentes supridores do mercado livre. Neste caso, o volume seria atendido pela Petrobras e isso não geraria impactos e riscos incrementais à Companhia, visto que seus correspondentes compromissos assumidos ao longo da cadeia de gás natural para atendimento ao mercado cativo se prestariam ao atendimento desses consumidores livres. 71. Por fim, a Petrobras entendia que o Termo de Compromisso celebrado entre Petrobras, Agência Nacional do Petróleo Gás Natural e Biocombustíveis e Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil, em 23 de dezembro de 2019, já previa possibilidade de aditivos aos contratos de suprimento existentes para fins de redução de QDC, caso novos compradores de gás natural boliviano tivessem interesse em reduzir o volume correspondente a essas novas contratações. III.3. Das respostas adicionais da Arsesp 72.

Em 13.2.2020, a Arsesp (SEI 0719904) enfatizou que em São Paulo, a Comgás e a GNSPS não detêm participação acionária da Petrobras, o que exigiria precauções da Arsesp em identificar condutas que pudessem arrefecer o desenvolvimento do ML. Por outro lado, a Petrobras detinha participações na GBD por meio da Gaspetro. 73. Contudo, os limites permitidos pela Petrobras para a redução da QDC (Tabela 2) estavam maiores para a Comgás e a GNSPS do que para a GBD. Naquele momento a SG-Cade poderia arquivar este PP por falta de indícios de condutas anticompetitivas da Petrobras. Ademais, as condutas da Petrobras no mercado de gás natural estavam sendo monitoradas por meio do TCC nº 08700.003136/2019-12. 74. Posteriormente, por provocação do Ofício nº 3312/2023/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1209919), a agora Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (Arsesp) teve a oportunidade de apresentar informações complementares que pudessem configurar condutas anticompetitivas da Petrobras e assim o fez em 24.5.2023. 75. Dessa forma, a Arsesp (SEI 1239000) informou que a Petrobras tinha celebrado um contrato de suprimento com GBD com previsão de proibição de redução da QDC se o usuário livre passasse a ser abastecido por outros comercializadores que tivessem contratos com a concessionária, o que poderia afetar o dinamismo almejado pelo Novo Mercado de Gás – NMG, sobretudo em relação à entrada de novos ofertantes. 76.

Ademais, se o volume da concessionária for superior à QDP, o custo do gás seria majorado, sendo aplicado o Preço de Gás de Ultrapassagem – PGU. Assim, as cláusulas de PGU, constantes nos contratos de suprimento da Petrobras, nos termos atuais seriam rigorosas e incidiam muitas vezes em possível dupla penalização, uma vez que em alguns casos, além da cobrança de 50% (cinquenta porcento) a mais no preço da molécula, ainda seria aplicada penalidade por retirada maior que a quantidade diária programada QDP de 30% (trinta porcento). 77. A partir das informações supracitadas, passa-se para a análise dos efeitos concretos das cláusulas contratuais no desenvolvimento do mercado livre de gás natural no Estado de São Paulo. III.4. Conclusões da SG-Cade 78. O gráfico a seguir contém informações da Arsesp sobre penalidades, que se referem à diferença entre a Quantidade Diária Programada – QDP e a Quantidade Diária Retirada – QDR, considerados o Encargo de Capacidade – EC e o Preço de Gás de Ultrapassagem – PGU. Gráfico 2 – Penalidades pagas pelas distribuidoras ao supridor[31] Fonte: Elaboração SG-Cade com base nos dados da Arsesp, disponíveis em https://www.arsesp.sp.gov.br/Paginas/gas/conta-grafica.aspx#Quadros_Demonstrativos 79. A análise do gráfico acima permite inferir que todas distribuidoras sofreram penalidades pelo supridor (majoritariamente pela Petrobras), mesmo a GBD que antes da alienação da Gaspetro, em 11.07.2022, possuía vínculos societários com a Petrobras.

Portanto, não haveria indícios de condutas discriminatórias por parte da Petrobras com a finalidade de punir somente a Comgás e a Naturgy. Ademais, embora a Comgás tivesse maiores limites permitidos para redução da QDC (Tabela 2), essa distribuidora sofreu penalidades com valores proporcionais aos maiores volumes de gás distribuídos, considerando a complexidade da área concedida para a Comgás (ver Tabela 3 abaixo). 80. Ressalte-se que não há informações sobre penalidades pagas pelas distribuidoras ao supridor a partir de fevereiro de 2024. Ademais os novos contratos entre a Petrobras e as distribuidoras não possuem cláusulas de penalidades em caso de redução de QDC decorrente da migração de consumidores cativos para o mercado livre. Para exemplificar, nos termos do contrato de fornecimento de gás natural entre Petrobras e Comgás 2024-2034: Redução de QDC decorrente da migração de consumidores cativos para mercado livre 4.3 A partir da data do INÍCIO DO FORNECIMENTO, caso um ou mais USUÁRIO(S) FINAL(IS) opte(m) pela migração para a condição de CONSUMIDOR LIVRE e passe(m) a ser suprido(s) diretamente pela VENDEDORA, deixando assim de consumir o GÁS regularmente fornecido pela COMPRADORA, a QUANTIDADE DIÁRIA CONTRATUAL poderá ser reduzida pela QUANTIDADE DE GÁS que o(s) USUÁRIO(S) FINAL(IS) que optou(aram) pela condição de CONSUMIDOR LIVRE tenha(m) deixado de consumir da COMPRADORA, mediante a solicitação da COMPRADORA à VENDEDORA e a celebração de aditivo contratual.

Caso haja mais de um contrato em vigor entre as PARTES, a redução das quantidades diárias contratuais se dará em todos os contratos, considerando a proporção das QDCs destes contratos. As PARTES se comprometem a celebrar aditivo(s) contratual(is) para registrar a(s) redução(ões) da QDC, nos termos deste item, no prazo de 90 (noventa) DIAS a contar do recebimento pela VENDEDORA da NOTIFICAÇÃO da COMPRADORA. 4.3.1 Caso a COMPRADORA não envie NOTIFICAÇÃO à VENDEDORA, solicitando a redução da QDC, permanecerão válidas (i) as QUANTIDADES DIÁRIAS CONTRATUAIS pactuadas neste CONTRATO e nos eventuais outros contratos celebrados com a VENDEDORA ou (ii) as QUANTIDADES DIÁRIAS CONTRATUAIS ajustadas através de aditivos anteriores.

4.4 No caso de um ou mais USUÁRIO(S) FINAL(IS) optar(em) pela migração para a condição de CONSUMIDOR LIVRE e passar(em) a ser suprido(s) diretamente por outro supridor, deixando assim de adquirir o GÁS NATURAL regularmente fornecido pela COMPRADORA, a QUANTIDADE DIÁRIA CONTRATUAL deste CONTRATO poderá ser reduzida no máximo até a proporção da QDC deste CONTRATO em relação às quantidades diárias contratuais de todos os demais contratos de compra e venda de gás natural que a COMPRADORA detiver com a VENDEDORA e de todos os demais contratos de compra e venda de gás natural que a COMPRADORA detiver com outros produtores, importadores, supridores, carregadores ou comercializadores de gás natural no momento da referida redução, mediante solicitação e comprovação da COMPRADORA à VENDEDORA da migração do USUÁRIO FINAL para a condição de CONSUMIDOR LIVRE e a celebração de aditivo(s) contratual(is), observados os subitens abaixo. 4.4.1 As reduções nas QUANTIDADES DIÁRIAS CONTRATUAIS de que trata o item 4.4 deverão ser requisitadas por meio de NOTIFICAÇÃO da COMPRADORA à VENDEDORA, contendo a comprovação da migração do(s) USUÁRIO(S) FINAL(IS) para a condição de CONSUMIDOR LIVRE, mediante envio de cópia das comunicações recebidas desse(s) USUÁRIO(S) FINAL(IS), com as informações referentes à migração.

As PARTES se comprometem a celebrar aditivos contratuais para formalizar as reduções da QDC no prazo de 90 (noventa) DIAS a contar da NOTIFICAÇÃO da COMPRADORA à VENDEDORA acerca da migração do USUÁRIO FINAL para a condição de CONSUMIDOR LIVRE. 4.4.2 Caso a COMPRADORA não envie NOTIFICAÇÃO à VENDEDORA, permanecem válidas (i) as QUANTIDADES DIÁRIAS CONTRATUAIS pactuadas neste CONTRATO ou (ii) as QUANTIDADES DIÁRIAS CONTRATUAIS ajustadas por meio de aditivos anteriores. Fonte: Arsesp[32] 81. Portanto, a ausência de penalidades, em caso de redução da QDC em função da migração de consumidores cativos para mercado livre, reforça que a Petrobras não atuado para inibir o desenvolvimento de novos supridores para o mercado livre. Nesse sentido, constata-se um aumento de novos supridores de gás natural que formalizaram contratos[33] com as distribuidoras. Por exemplo, a Comgás assinou contratos de recebimento de gás natural a partir de janeiro de 2025 com a Enauta Energia S.A., a 3R Potiguar S.A., a 3R Bahia S.A., a 3R Petroleum Offshore S.A., a Galp Energia Brasil S.A. e a Equinor Energy do Brasil Ltda, além de fornecedores anteriores como a Shell Energy do Brasil Gás Ltda e a Compass. Neste contexto, a tabela a seguir contém informações de volumes de gás natural contratados pelas distribuidoras do Estado de São Paulo entre dezembro de 2023 e dezembro de 2024.

Tabela 3 – Volumes (em m3) de gás natural contratados pelas distribuidoras do Estado de São Paulo Distribuidora Supridor de Gás Natural jan/24 fev/24 mar/24 abr/24 mai/24 jun/24 jul/24 ago/24 set/24 out/24 nov/24 dez/24 Comgás Shell 15.920.397 15.256.879 15.607.282 14.669.484 15.259.839 14.875.666 15.583.227 15.136.759 14.541.101 15.244.987 14.661.176 14.669.963 Petrobras 281.757.428 322.091.088 317.313.242 295.277.556 279.585.785 269.539.207 292.835.537 284.206.386 260.639.671 267.435.177 253.459.667 231.708.023 Tambáu 670.702 853.916 833.945 850.105 931.681 916.684 928.368 856.310 808.144 955.562 992.844 734.352 Compass - - 4.299.593 37.399.533 64.157.600 75.402.998 70.683.846 84.229.150 70.888.466 82.960.895 76.626.044 74.031.556 GBD / Necta Petrobras 21.480.489 18.043.368 18.435.796 18.911.994 21.163.660 23.235.498 23.710.194 23.997.818 20.384.813 19.816.421 20.231.292 18.106.795 Naturgy Petrobras dados não localizados 25.757.605 28.434.710 28.396.010 28.186.060 27.995.094 26.986.925 24.333.200 Fonte: Elaboração SG-Cade com base nos dados da Arsesp, disponíveis em https://www.arsesp.sp.gov.br/Paginas/gas/conta-grafica.aspx#Quadros_Demonstrativos 82. Os dados da Tabela 3 evidenciam que novos fornecedores (Shell e Compass) de gás natural aumentaram o suprimento de insumos para a distribuidora Comgás. 83.

Ressalte-se que em 2023 a Arsesp publicou a Deliberação Arsesp nº 1.485/2023[34] para atualização das regras para o mercado livre de gás natural nas áreas de concessão do Estado de São Paulo. Segundo o IBP[35], essa deliberação foi um marco fundamental que trouxe avanços importantes, como: inclusão de Acordo Operacional como instrumento contratual que estabelece procedimentos para fluxo de informações da operação, regras operacionais entre os agentes e responsabilidades; revogação da necessidade de estabelecimento de filial em São Paulo e da necessidade de comprovação de capital mínimo, para obtenção da Autorização de Comercializador; exclusão de alguns dispositivos para o gerenciamento de contratos de compra e venda de gás; e redução para três meses do prazo máximo de retorno ao mercado regulado e estabelecimento, nos casos de contratação simultânea nos mercados regulado e livre, da não existência de um prazo para a migração total ao mercado livre. 84. Portanto, a revisão do marco regulatório agregada com medidas de contenção do fornecedor incumbente (Petrobras) resultou em mais concorrência no fornecimento de gás natural criando um ambiente favorável para redução de preços desse insumo estratégico para a sociedade. IV. CONCLUSÕES 85.

O mercado de gás natural no Brasil tem passado por importantes mudanças após 2019, tendo o TCC nº 08700.003136/2019-12 contribuído para conceber diretrizes e políticas públicas visando à abertura do mercado brasileiro de gás natural, com incentivo à entrada de novos agentes no mercado. 86. Nesse contexto, observou-se entradas nos segmentos de exploração, produção, transporte, comercialização e distribuição de gás natural. 87. Quanto à denúncia oferecida pela Arsesp, não cabe a este Conselho substituir os agentes de mercado a fim de arbitrar cláusulas contratuais ou penalidades que melhor atendam as partes negociantes, em particular quando se trata de mercado regulado por Agência específica. 88. Malgrado as distribuidoras tenham sofrido penalidades, não se vislumbra nexo entre esse tipo de punição e o desenvolvimento do mercado livre, uma vez que os critérios técnicos de oscilações devem balancear a oferta e a demanda entre produtores, comercializadores e distribuidoras. 89. Ocorre que a oferta é composta por fontes diferentes (produção interna, importação da Bolívia, GNL marítimo, dentre outras), as quais possuem custos diferentes. Além disso, para assegurar o fornecimento no país, a Petrobras precisa estabelecer contratos diversos, os quais precisam ser respeitados. Assim, se a demanda efetiva de um agente se desvia da demanda estimada, esse custo[36] precisa ser absorvido por esse agente e não por terceiros. 90.

Ademais, os novos contratos isentam às distribuidoras de punições em caso de redução da QDC decorrente da migração do mercado cativo para o mercado livre. 91. Em virtude da inexistência de indícios suficientes de configuração de infração à ordem econômica, decide-se pelo arquivamento do presente Procedimento Preparatório, nos termos dos arts. 13, IV, e 66 da Lei Federal nº 12.529/2011 c/c nos arts. 138 e seguintes do Regimento Interno do Cade. 92. Note-se que o presente arquivamento não prejudica eventual investigação futura, diante da existência de novos indícios de infração à ordem econômica a ensejar a continuidade da investigação. Arquivar, neste momento, é a medida de melhor racionalidade administrativa, com base nos princípios de eficiência, interesse público e proporcionalidade enunciados no art. 2º da Lei Federal nº 9.784/1999, evitando com isso dispêndio desnecessário de recursos públicos na investigação de um procedimento aberto sem indícios consistentes. 93. Estas as conclusões. [1] Disponível em: <https://www.mitsuigas.com.br/site/pt/nosso-negocio>. Acesso em 22 jan. 2024. [2] PIRES, Adriano. Entraves para competitividade no setor de gás. Poder 360 – Opinião. [3] Propriedades estabelecidas na Portaria nº 41 da ANP, de 15 de abril de 1998. [4] Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural. Disponível em: < https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/publicacoes/boletins-anp/boletins/boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural >.

Acesso em 22 jan. 2024. [5] Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (PEMAT). Empresa de Pesquisa Energética (EPE). 2022. Disponível em: <https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-166/Relat%C3%B3rio%20final%20PEMAT.pdf>. Acesso em 22 jan. 2024. [6] BRASIL. Lei nº 11.909, de 04 de março de 2009. REVOGADA. Dispõe sobre as atividades relativas ao transporte de gás natural, de que trata o art. 177 da Constituição Federal, bem como sobre as atividades de tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural; altera a Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997; e dá outras providências. Disponível em: <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2007-2010/2009/lei/l11909.htm>. [7] MATTOS, César. Novo mercado de gás no Brasil: desverticalizando para a concorrência. Concessões e Parcerias Público-Privadas: políticas públicas para provisão de infraestrutura. Organizador: Mauro Santos Silva. – Brasília: IPEA, 2022. [8] Artigo 1º, incisos XIV e XV, da Lei nº 14.134/2021: XIV - consumidor cativo: consumidor de gás natural que é atendido pela distribuidora local de gás canalizado por meio de comercialização e movimentação de gás natural; XV - consumidor livre: consumidor de gás natural que, nos termos da legislação estadual, tem a opção de adquirir o gás natural de qualquer agente que realiza a atividade de comercialização de gás natural. [9] CARVALHO, Bruno Eustáquio de;

ARAÚJO, Symone; MATSUMOTO, Fernando; JUNIOR, Aldo; MATTOS, Cesar. Brazilian new gas market: challenges & opportunities. Revista da CGU, v. 13, n. 24, p. 254–268, 2021. DOI: 10.36428/revistadacgu.v13i24.453. Disponível em: <https://revista.cgu.gov.br/Revista_da_CGU/article/view/453>. Acesso em 22 jan. 2024. [10] BRASIL. Decreto nº 9.616, de 17 de dezembro de 2018. REVOGADO. Altera o Decreto nº 7.382, de 2 de dezembro de 2010 que regulamenta os Capítulos I a VI e VIII da Lei nº 11.909, de 4 de março de 2009, que dispõe sobre as atividades relativas ao transporte de gás natural, de que trata o art. 177 da Constituição, e sobre as atividades de tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural. Disponível em: <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2015-2018/2018/decreto/D9616.htm>. [11] CNPE. Resolução CNPE nº 16, de 24 de junho de 2019. Estabelece diretrizes e aperfeiçoamentos de políticas energéticas voltadas à promoção da livre concorrência no mercado de gás natural, e dá outras providências. Disponível em: <https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/cnpe/resolucoes-do-cnpe/arquivos/2019/resolucao_cnpe_19_2019.pdf>. [12] BRASIL. Decreto nº 9.934, de 24 de julho de 2019. Institui o Comitê de Monitoramento da Abertura do Mercado de Gás Natural. Disponível em: <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2019/decreto/D9934.htm>. [13] Em 2023, o ME foi desmembrado em quatro pastas:

Fazenda, Planejamento e Orçamento, Gestão e Inovação dos Serviços Públicos, e Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior. [14] BRASIL. Lei nº 14.134, de 8 de abril de 2021 Dispõe sobre as atividades relativas ao transporte de gás natural, de que trata o art. 177 da Constituição Federal, e sobre as atividades de escoamento, tratamento, processamento, estocagem subterrânea, acondicionamento, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural; altera as Leis nºs 9.478, de 6 de agosto de 1997, e 9.847, de 26 de outubro de 1999; e revoga a Lei nº 11.909, de 4 de março de 2009, e dispositivo da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002. Disponível em: <https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2021/lei/l14134.htm>. [15] BRASIL. Decreto nº 10.712, de 2 de junho de 2021. Regulamenta a Lei nº 14.134, de 8 de abril de 2021, que dispõe sobre as atividades relativas ao transporte de gás natural, de que trata o art. 177 da Constituição, e sobre as atividades de escoamento, tratamento, processamento, estocagem subterrânea, acondicionamento, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural. Disponível em: <https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2021/decreto/D10712.htm>. [16] CNPE. Resolução nº 3, de 07 de abril de 2022.

Estabelece as diretrizes estratégicas para o desenho do novo mercado de gás natural, os aperfeiçoamentos de políticas energéticas voltadas à promoção da livre concorrência nesse mercado, os fundamentos do período de transição, e dá outras providências. Disponível em: <https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/cnpe/resolucoes-do-cnpe/2022/ResoluoCNPE_3_2022.pdf>. [17] CNPE. Resolução nº 1, de 20 de março de 2023. Institui o Grupo de Trabalho do Programa Gás para Empregar para elaboração de estudos visando à promoção do melhor aproveitamento do gás natural produzido no Brasil. Disponível em: <https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/cnpe/resolucoes-do-cnpe/2023/ResCNPE1PUBLICADA.pdf>. [18] Disponível em: <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2021/Lei/L14134.htm>. Acesso em 22 jan. 2024. [19] Disponível em: <https://mz-prod-cvm.s3.amazonaws.com/9512/IPE/2020/641fe92c-adb4-4ac7-9d95-036ceea58c6c/20200720231844396121_9512_777290.pdf>. [20] Disponível em: <https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/8944ef65-657f-4da8-d86c-490a1f4aa338?origin=1>. [21] Disponível em: <https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/de82bda4-d4fd-55b4-01da-250111f63482?origin=1>. [22] Disponível em: <https://www.b3.com.br/data/files/ED/C4/C1/2D/F99068101BBF1068AC094EA8/Regulamento%20do%20Novo%20Mercado%20_Versao%202023_.pdf>. Acesso em: 29 jan. 2024. [23] Processo de alocação de capacidade:

processo ou mecanismo que estabelece a ordem de prioridade e/ou a atribuição de capacidade entre carregadores interessados na contratação de serviços de transporte em pontos de entrada e saída de sistema ou gasoduto de transporte de gás natural. [24] Gasoduto de transporte: duto, integrante ou não de um sistema de transporte de gás natural, destinado à movimentação de gás natural, podendo incluir estações de compressão, de medição, de redução de pressão, de recebimento, de entrega, de interconexão, entre outros complementos e componentes. [25] Gasoduto de escoamento da produção: conjunto de instalações destinadas à movimentação de gás natural produzido, após o sistema de medição, com a finalidade de alcançar as instalações onde será tratado, processado, liquefeito, acondicionado ou estocado. [26] Tratamento ou processamento de gás natural: conjunto de operações destinadas a tratar ou processar o gás natural a fim de permitir o seu transporte, distribuição e utilização. [27] Disponível em: <https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/5f184c7a-34ff-b998-c552-98375b2d4a5f?origin=1>. [28] Disponível em: <https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/novo-mercado-de-gas/cmgn/publicacoes>. Acesso em: 29 jan. 2024. [29] Relatório Trimestral do CMGN. Número 14 - 4º Trimestre de 2022. Ministério de Minas e Energia. Disponível em:

<https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/novo-mercado-de-gas/cmgn/publicacoes/14RelatrioTrimestralCMGN4T2022.pdf>. Acesso em 22 jan. 2024. [30] Definições de termos: · Quantidade Diária Contratual (QDC): significa a quantidade de gás máxima objeto dos compromissos de fornecimento e recebimento estabelecidos no contrato entre Petrobras e Distribuidora. · Quantidade Diária Programada (QDP): significa a quantidade de gás que a vendedora tenha programado para, no dia, disponibilizar à compradora, por ponto de entrega. · Quantidade Diária Retirada (QDR): significa a quantidade de gás efetivamente retirada pela compradora, no dia, apurada por ponto de entrega. [31] Valores apurados conforme Deliberação Arsesp 1.056/2020, sem impostos. Os valores são registrados apenas a partir de janeiro de 2021. Antes de 2021, considera apenas o valor pago ao supridor a título de encargo de capacidade e ultrapassagem. [32] Disponível em: < https://www.arsesp.sp.gov.br/Documentosgerais/Contrato_NMG_Comgas_Petrobras_2024-2034.pdf>. Acesso em: 24 mai. 2024. [33] Contratos disponíveis em: <https://www.arsesp.sp.gov.br/Paginas/gas/Concessionarias-de-gas-canalizado.aspx>. Acesso em: 19 mar. 2025. [34] Disponível em: <https://www.arsesp.sp.gov.br/LegislacaoArquivos/ldl14852024.pdf>. Acesso em: 24 mai. 2024 [35] Disponível em: <https://www.ibp.org.br/noticias/sao-paulo-avanca-no-relivre-com-aprimoramento-na-regulacao-de-gas-natural/>. Acesso em: 21 mar.

2025. [36] O custo pode ser o de incorrer em fontes mais caras de gás; ou de não utilizar um volume de gás que já havia sido contratado. Nesse caso o fornecedor precisará encontrar um novo destino para o gás ou absorver o prejuízo, o qual será repassado em alguma medida para o demandante.