Produção de Gás; Processamento de Gás Natural; Distribuição Gasosos por Redes Urbanas

SEI/CADE - 1698518 - Nota Técnica Nota Técnica nº 2/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE Processo Administrativo nº 08700.004793/2021-93 (Apartado de Acesso Restrito nº 08700.004927/2021-76) Representante: Cade ex officio Representado: Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS) Advogados: André Tostes; Eduardo Valiante de Rezende EMENTA: Inquérito Administrativo para apuração de infrações à ordem econômica. Representante: CADE ex officio. Representada: Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS). Mercados: fornecimento de gás natural; geração centralizada de energia elétrica por usinas térmicas. Apuração de prática de discriminação anticompetitiva. Conduta não verificada. Arquivamento. VERSÃO ÚNICA DE ACESSO PÚBLICO SEI 1698518 DO OBJETO Trata-se de análise em sede de Inquérito Administrativo para a apuração de infrações à ordem econômica (“IA”) instaurado por esta Superintendência-Geral do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (“SG/CADE”), em 07.08.2023, por meio do Despacho SG Instauração Inquérito Administrativo nº 20/2023 (SEI 1261703), com fundamento na Nota Técnica nº 32/2023/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1261701). Especificamente, o CADE instaurou IA ex officio para apurar hipótese de conduta abusiva pela Petróleo Brasileiro S.A. (“PETROBRAS”) na atividade de fornecimento de gás natural a usinas termelétricas.

Nos termos da instauração do IA, a investigação buscou verificar se a PETROBRAS teria adotado prática enquadrada como “discriminação anticompetitiva, com abuso de posição dominante e/ou aumento de custo do rival” (SEI 1261701, §63) em suas relações de fornecimento de gás natural às usinas termoelétricas durante a crise hídrica de 2020-2021. INTRODUÇÃO Esta seção tem como objetivo apresentar considerações relacionadas às especificidades do setor elétrico que são necessárias para o entendimento do caso em análise sob a perspectiva concorrencial. Energia elétrica e gás natural Sob a ótica da organização industrial, o serviço de energia elétrica é a prestação resultante de uma cadeia produtiva que pode ser segmentada em etapas funcionalmente distintas — geração, transmissão, distribuição e comercialização — mas integradas por uma única infraestrutura de rede, conforme esquemático que segue. Figura 1 – Cadeia produtiva Energia Elétrica. Elaboração: CNI. Fonte - Setor Elétrico Brasileiro - Agência de Notícias da Indústria A transmissão e a distribuição configuram monopólios naturais e constituem a infraestrutura essencial para os demais segmentos, dado que a replicação das redes que compõem estes segmentos é economicamente ineficiente. Assim, nestes segmentos a regulação define tarifas, padrões de qualidade, acesso à rede e políticas de investimentos, considerando que não se estabelece uma competição entre agentes na malha física.

A geração de energia elétrica passou a ser tratada pela literatura econômica contemporânea como atividade suscetível à competição em razão do avanço tecnológico que reduziu escalas mínimas eficientes e diversificou as alternativas de produção. A sucessão de marcos legais no setor elétrico brasileiro incorporou esse entendimento ao criar instrumentos para favorecer a entrada, aumentar a rivalidade e assegurar que a expansão da oferta ocorra por mecanismos concorrenciais. Entre esses instrumentos destacam-se: a separação entre distribuição e geração; a criação do Ambiente de Contratação Livre; a adoção de leilões de energia regulada para entrada de novos empreendedores; a desverticalização parcial promovida pela reforma de 2004; e, mais recentemente, a abertura gradual do mercado a todos os consumidores e a ampliação da competição entre fontes nos certames públicos[1]. Esses marcos sucessivos buscam conformar uma estrutura institucional que pretende alinhar incentivos econômicos, reduzir barreiras artificiais e aumentar a diversidade de agentes capazes de disputar projetos de geração. A comercialização, por sua vez, cumpre função estritamente econômica: conecta oferta e demanda por meio de contratos, sem interferir no fluxo físico da rede. Isto é, o caminho efetivo que a energia percorre na infraestrutura. Os contratos não definem por “onde a energia anda”.

Contudo, é nessa etapa que se formam preços, se gerenciam riscos e se organizam portfólios, permitindo que a competição na geração se traduza em escolhas eficientes pelos consumidores. Conforme será explorado, trata-se de elo relevante para fins da análise concorrencial porque a comercialização funciona como o ponto de transmissão dos incentivos econômicos entre os agentes. Em grupos verticalizados que atua na produção de gás natural e geração de energia elétrica, a comercializadora pode ser usada para internalizar vantagens e escolher alocações contratuais que favoreçam unidades do próprio grupo, mesmo sem alterar diretamente o fluxo físico da rede. Assim, não obstante o reconhecimento da possibilidade de competição em alguns segmentos, a indústria de energia elétrica conforma um sistema integrado. A integração das etapas do setor elétrico gera elevada interdependência técnica entre os agentes econômicos, impondo coordenação permanente e regulação para garantir segurança, qualidade e eficiência no funcionamento do sistema. O setor opera sob características específicas das indústrias de rede[2]: custos fixos elevados, economias de escala na infraestrutura, presença de gargalos essenciais (transmissão e distribuição), impossibilidade de duplicação eficiente dessas redes e externalidades. Em especial, as externalidades de rede na indústria de energia elétrica são intensificadas, sendo relevante destacar: Externalidade de coordenação.

A operação conjunta exige decisões sincronizadas. Ações de um agente geram efeitos imediatos sobre custos, qualidade e desempenho dos outros. Externalidade de congestionamento. A utilização simultânea de uma infraestrutura comum reduz a capacidade disponível para outros usuários e afeta a eficiência operacional. Externalidade de confiabilidade. A estabilidade do sistema depende do comportamento agregado. Falhas locais se propagam e geram impactos sistêmicos. Externalidade de acesso. A rede funciona como insumo essencial. A qualidade e disponibilidade do acesso influenciam entrada, expansão e competição. Externalidade de interconexão: O valor da rede aumenta quando mais usuários e agentes estão conectados. A utilidade individual depende da participação dos demais. O destaque aqui dado às externalidades decorre da necessidade de entendimento sobre as propriedades físicas da eletricidade, que condicionam todos os agentes atuantes no setor. Como será oportunamente detalhado, no atual estado da arte da tecnologia, há impossibilidade de armazenamento em larga escala da energia gerada. Trata-se de característica que impõe necessidade de equilíbrio contínuo e instantâneo entre oferta e demanda. Por esta razão, o sistema elétrico possui um agente incumbido de coordenar e controlar a operação de geração e transmissão de energia, executando de forma centralizada o despacho do sistema.

Isto é, há um agente que determina quais os geradores produzirão energia a cada momento e para onde a energia produzida deverá fluir. Ainda que centralizado, o despacho é determinado por limites técnicos da operação do sistema. A energia elétrica é um bem não-dirigível: uma vez injetada no sistema interligado, a corrente elétrica flui pelos diversos caminhos conforme as leis da eletrodinâmica, e não conforme escolhas "livres" do operador. Isto é, em redes com múltiplas interconexões, a energia se espalha pelos circuitos conforme as leis físicas[3], e não conforme um comando de “fluxo direcionado” livremente dirigido. O operador mantém o equilíbrio instantâneo entre carga e oferta, ajustando geração e intercâmbios conforme as restrições técnicas do sistema. Os acertos econômicos entre os agentes ocorrem em momento distinto da operação e com base em contratos financeiros que não determinam o fluxo físico da energia. A operação, portanto, é estruturalmente dissociada da comercialização. O operador recruta continuamente usinas com diferentes tecnologias e insumos, conforme as necessidades elétricas do sistema. A neutralidade tecnológica figura como princípio regulatório, porém a estrutura de contratação e os incentivos setoriais produzem diferenciações relevantes entre fontes. O mesmo ocorre na operação:

o operador considera as características tecnológicas para atender atributos específicos do sistema, como flexibilidade, capacidade firme, inércia, controle de tensão ou serviços ancilares. Assim, embora a energia entregue ao sistema seja intercambiável independentemente da fonte, determinadas circunstâncias exigem o acionamento de tecnologias específicas porque os geradores fornecem, além da energia, atributos essenciais à operação segura. Ao cabo, o modelo brasileiro, portanto, não é neutro na prática, ainda que formalmente adote diretrizes de isonomia. Sob a ótica regulatória setorial, a “geração de energia elétrica” envolve o conjunto de agentes outorgados pela ANEEL[4] que produzem e ofertam energia elétrica ao Sistema Integrado Nacional[5]. Nesta perspectiva, o combustível utilizado para a produção da energia elétrica pelas diferentes usinas é insumo externo. Assim, aspectos relacionados à comercialização de combustíveis entre fornecedores e usinas termelétricas não integram a domínio regulatório ANEEL, ainda que possam influenciar os custos e a operação do sistema elétrico nacional. Como consequência, embora a ANEEL regre as condições de funcionamento das usinas geradoras, no âmbito da análise concorrencial insta evidenciar que as distintas usinas buscam insumos em mercados regrados por diferentes Agências: as usinas geradoras que empregam combustíveis líquidos, gasosos ou biocombustíveis líquidos dependem de insumos que estão sujeitos a normas específicas da ANP[6].

Já as usinas hidráulicas, eólicas e solares não utilizam combustíveis como insumos; as que operam com biomassa sólida, como bagaço de cana ou cavaco de madeira, não se enquadram no escopo da ANP; as térmicas a carvão mineral têm o insumo regulado pela ANM[7]; e as usinas nucleares têm insumos sob diretrizes pela CNEN[8]. Considerando o escopo da presente análise, cabe destacar as térmicas que operam a gás natural. Os serviços de gás natural constituem cadeia complexa integrada por diversos elos, com separação regulatória no transporte[9] e competências estaduais na distribuição[10]. O esquemático que segue ilustra a cadeia produtiva do gás natural, abrangendo as etapas de produção, processamento, transporte, distribuição Figura 2 – Cadeia Produtiva Gás Natural. Fonte e elaboração: ANP[11] A comercialização de gás natural exerce papel econômico e contratual distinto da cadeia física. Nesta atividade, agentes compram gás de produtores, importadores ou transportadores e o revendem a consumidores livres, distribuidoras e geradoras, estruturando portfólios, prazos e perfis de entrega. A comercialização não altera o fluxo físico, que segue rigidamente as regras do transporte e da distribuição, mas define preços, aloca riscos e permite a otimização econômica do insumo. Para fins concorrenciais, esse elo é relevante porque pode funcionar como canal de repasse de incentivos dentro de grupos verticalizados ou que atuam em mais de um mercado.

No mercado de gás natural, sob a ótica da demanda, distingue-se consumo termelétrico do consumo não-termelétrico conforme o uso final do insumo. O consumo termelétrico corresponde ao gás natural destinado à geração de energia elétrica em usinas termelétricas (“UTEs”). Como visto, a demanda de geração térmica é variável e depende do despacho do Operador Nacional do Sistema (ONS)[12], apresentando forte sensibilidade a condições hidrológicas e ao preço relativo de combustíveis. Já o consumo não-termelétrico abrange usos industriais, comerciais, residenciais, cogeração e veicular, caracterizados por perfis de demanda mais estáveis e previsíveis. Essa diferenciação é essencial para fins de análise concorrencial, pois os distintos perfis de demanda têm riscos, elasticidades, contratos distintos, influenciando tanto o planejamento da oferta quanto os incentivos e necessidades de obrigações de suprimento. Cabe também detalhar a oferta. Conforme o esquemático abaixo, o suprimento de gás natural pode abranger o gás produzido nas atividades de exploração e produção, o GNL importado e o biogás injetado na rede, todos compondo fontes potenciais de atendimento aos consumidores. Assim, a atividade de fornecimento de gás natural compreende a extração de gás natural no território nacional e a importação a partir de outros países via duto ou via gás natural liquefeito (“GNL”)[13], conforme esquemático que segue.

Na presente análise, adota-se a terminologia de fornecedor de gás natural para o agente que mantém a relação comercial com o consumidor, negociando preços, volumes e condições contratuais e provendo o gás natural (diretamente produzido ou importado). Figura 3 – Balanço esquemático: Fornecimento de gás natural. Insta reiterar que os agentes termelétricos não representam a totalidade de consumidores de gás natural. Em verdade, no Brasil, o gás natural é demandado prioritariamente pelo setor industrial (refinarias e fábricas de fertilizantes, sendo a demanda diferenciada como fonte de energia, mas também como matéria-prima). Há outros usos como o automotivo (GNV), a cogeração[14] e o residencial. As usinas termelétricas representam uma demanda relevante embora minoritária em relação ao consumo não termelétrico: em 2024, a demanda média do semento termoelétrico representou 30% do gás natural fornecido no Brasil[15], conforme esquemático que segue. Figura 4 - Demanda de Gás Natural por segmento consumidor. Fonte: BOLETIM MENSAL ACOMPANHAMENTO DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL (2025). Elaboração: MME Por sua vez, a geração termoelétrica a gás natural – ainda que importante – não é a tecnologia de produção que mais produz energia elétrica no Brasil. Conforme se apresenta a seguir, a geração térmica representa cerca de 19% da energia elétrica gerada no país.

Dentro do universo da geração térmica, as UTEs a gás natural contribuíram com cerca 28% da energia produzida, conforme se indica nas figuras que seguem. Figura 5 – Relevância da geração térmica (total) para geração de energia elétrica. Relevância da geração por meio das térmicas à gás natural. Fonte: BEN 2024 | Relatório Síntese | Ano base 2023. Elaboração: MME Do exposto nesta seção, têm-se que, não obstante recaírem sobre esferas regulatórias distintas, há uma interdependência entre as cadeias da geração de energia elétrica e do fornecimento de gás natural. As UTEs a gás natural contribuem – junto com outras tecnologias – para a geração de energia elétrica do país (Figura 5). Por sua vez, nem todo o gás natural fornecido no país é direcionado à produção de energia elétrica (Figura 4). Há uma série de outros mercados que também se valem do gás natural (como combustível e insumo) para suas atividades concorrendo com as usinas térmicas pelo fornecimento de gás. Teoricamente, tal intersecção entre as cadeias pode criar um ponto de vulnerabilidade concorrencial: se um mesmo agente econômico atua tanto no fornecimento do gás natural quanto na geração de energia elétrica — como é o caso da PETROBRAS[16] —, abre-se a possibilidade de condutas discriminatórias, nas quais a empresa poderia tentar alavancar sua posição no mercado de geração de energia elétrica a partir da sua posição no mercado de fornecimento de gás natural.

Da mesma forma, poderia em tese ocorrer alavancagem no mercado de fornecimento de gás natural a partir de ações que ocorram no mercado de geração de energia elétrica. Antecipa-se que ainda que haja tal possibilidade teórica, esse eventual arranjo é mitigado pela regulação setorial[17] que determina a lógica da disputa entre os agentes geradores, conforme será pontuado ao longo da presente análise. Concorrência entre usinas de geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional O Brasil estrutura a produção e consumo de energia elétrica por meio do Sistema Interligado Nacional (“SIN”). Em apertada síntese, o sistema de geração e transmissão de energia elétrica do Brasil é um sistema hidro-termo-eólico de grande porte, com predominância de usinas hidrelétricas e com múltiplos agentes econômicos. A malha de transmissão propicia a transferência de energia entre os diversos subsistemas[18] , permitindo a obtenção de ganhos sinérgicos e a exploração da diversidade entre os regimes hidrológicos das bacias. A integração dos recursos de geração e transmissão permite o atendimento à demanda buscando garantir economicidade, mas também, promovendo segurança energética. A capacidade de geração do SIN é composta, principalmente, por usinas hidrelétricas distribuídas em dezesseis bacias hidrográficas nas diferentes regiões do país. Em 2024, a fonte hidráulica respondeu por 56,1% da geração elétrica do Brasil, mantendo-se como a maior fonte do país[19].

Nos últimos anos, a instalação de usinas eólicas, principalmente nas regiões Nordeste e Sul, apresentou um forte crescimento, aumentando a importância destas tecnologias de geração para o atendimento do mercado. Em 2024 entraram em operação 3,3 GW (76 parques) e a fonte eólica alcançou 16,1% da matriz elétrica. O operador registrou picos instantâneos de aproximadamente 19 GW de geração eólica no Nordeste no inverno de 2024, evidenciando a relevância regional e sazonal. Neste contexto, as usinas térmicas desempenham um papel estratégico, pois conferem ao SIN atributos distintos em relação às outras fontes conferindo segurança e recursos operacionais ao sistema. Especificamente, a geração termelétrica a gás natural se intensifica em períodos de hidrologia desfavorável, demanda elevada ou necessidade de flexibilidade para acomodar a variabilidade inerente à produção por meio da tecnologia eólica e solar. O esquemático que segue busca demonstrar o caráter de complementariedade entre as distintas tecnologias de geração de energia elétrica. Figura 6 - Complementariedade das usinas termoelétricas em relação às usinas hidro e renováveis. Elaboração: CGAA4/SG/CADE. O papel das usinas termelétricas não se limita à complementação da geração por fonte hídrica. As térmicas conferem ao SIN um conjunto de atributos operacionais que outras fontes, especialmente as intermitentes (eólica e solar), não entregam na mesma intensidade.

Por serem totalmente despacháveis, permitem ao operador acionar potência firme quando necessário, inclusive para atender a ponta, recompor margens de segurança ou suprir regiões com restrições elétricas. As térmicas também fornecem controlabilidade de potência, reserva girante e inércia eletromecânica, contribuindo para a estabilidade de frequência e para a gestão de contingências. Esses atributos justificam seu papel estratégico no equilíbrio do sistema e justificam por que usinas térmicas podem ser acionadas mesmo quando não são economicamente competitivas em comparação com usinas geradas por outras tecnologias. Assim sendo, evidencia-se uma complexa lógica operacional que condiciona a atuação dos agentes em um sistema integrado. Por conseguinte, a concorrência entre usinas geradoras de energia elétrica não se dá de forma análoga a mercados de bens de consumo, nos quais cada ofertante disputa diretamente a preferência dos demandantes. Por razões técnicas associadas à natureza física da energia elétrica — que não pode ser estocada em larga escala — e à necessidade de equilíbrio instantâneo entre oferta e demanda por energia elétrica, a competição entre geradores ocorre em estágios distintos do processo produtivo e sob forte coordenação central. Em síntese, há concorrência pela produção, mas há uma estrutura de cooperação entre agentes geradores que permite a operação dos distintos agentes em um mesmo sistema.

Conforme será oportunamente detalhado, a competição entre agentes geradores manifesta-se, em seu núcleo, na disputa pela celebração de contratos de venda de energia. No Ambiente de Contratação Regulada (“ACR”), essa rivalidade ocorre nos leilões promovidos pelo poder público, nos quais os geradores ofertam preços e condições para fornecimento de longo prazo, resultando em contratos padronizados. No Ambiente de Contratação Livre (“ACL”), a concorrência entre agentes geradores se dá por meio de negociações bilaterais entre geradores, consumidores livres e comercializadores, nas quais os agentes disputam clientes por preço, prazos, indexadores e características do serviço de fornecimento, em regime de livre contratação. Em ambos os ambientes, a competição é orientada por regras públicas e sujeita à supervisão de ANEEL e Ministério das Minas e Energia (“MME”), que conferem via regramento previsibilidade de receita e de operação.

Em síntese, trata-se de setor com densa regulação setorial, por meio da qual o Estado propicia e condiciona a trajetória da expansão a ser executada pelos agentes econômicos em regime de cooperação operacional e competição por parcelas do mercado (correspondente à capacidade de geração do agente) e não na margem (como ocorre em mercados cujo bem transacionado possui elevado grau de divisibilidade).[20] No ACR, os leilões são normalmente organizados por fonte de geração[21] porque as tecnologias que compõem a matriz elétrica apresentam estruturas de custo, perfil de produção e requisitos técnicos profundamente distintos, o que inviabiliza uma competição direta sem distorções. Hidrelétricas, eólicas, solares e térmicas diferem em CAPEX, OPEX[22] , fatores de capacidade[23] , riscos de construção, necessidade de combustível, impacto no despacho e tempo de implantação. Essas diferenças implicam curvas de custo marginal de longo prazo não comparáveis, de modo que um certame único criaria competição artificialmente desigual e poderia excluir tecnologias necessárias à segurança energética. A segmentação por fonte permite que cada tecnologia seja contratada segundo seus próprios parâmetros econômicos e técnicos, viabilizando a expansão ótima da oferta, garantindo a coerência do planejamento setorial e atendendo objetivos de política pública como diversificação da matriz, confiabilidade e modicidade tarifária.

No ACL, não há necessidade de segmentação por fonte porque a competição ocorre de forma direta entre geradores e comercializadores, guiada por preços, perfil de entrega e tolerância ao risco de cada consumidor. Diferentemente do ACR, onde o poder público precisa garantir expansão planejada e evitar competição assimétrica entre tecnologias, no ACL a escolha é individualizada: cada demandante avalia sua necessidade de lastro[24], custo, sazonalidade, previsibilidade e risco de exposição ao mercado de curto prazo[25]. Assim, fontes distintas competem livremente, e os preços contratados refletem o valor atribuído pelo demandante às características específicas de cada tecnologia. Esse arranjo permite que preferências heterogêneas sejam reveladas via mercado, sem necessidade de segmentação regulatória. Há interações estruturais que fazem com que decisões em um ambiente repercutam no outro. A formação de preços no mercado livre influencia expectativas dos ofertantes nos leilões regulados, enquanto a contratação de longo prazo no ACR afeta a liquidez e a volatilidade do ACL. A expansão da oferta financiada em um dos ambientes reduz a necessidade de contratação no outro, dada a operação integrada do SIN e o despacho centralizado pelo ONS, que refletem custos e exposições de forma sistêmica. Geradores com contratos regulados podem usar a previsibilidade de receita para competir no mercado livre, e comercializadoras formam portfólios combinando energia adquirida nos dois ambientes.

Assim, preços, riscos, expansão e rivalidade são determinados de maneira interdependente, reforçando que as dinâmicas competitivas do ACL e do ACR são estruturalmente conectadas. Ademais, embora o ACR ainda concentre a maior parte da energia consumida, a participação do ACL vem crescendo de forma contínua, impulsionado por reformas institucionais que ampliam a liberdade dos agentes e reduzem barreiras regulatórias ao ingresso de consumidores. A abertura gradual do mercado — iniciada com a Lei nº 9.074/1995, aprofundada pela Lei nº 10.848/2004 e mais recentemente reforçada pela Lei nº 15.269/2025 — criou incentivos explícitos para a migração ao ambiente livre. Essas reformas expandiram o rol de consumidores elegíveis, aprimoraram regras de comercialização, o que estimula competição entre geradores e entre comercializadores. Em decorrência, o consumo de energia no ambiente de contratação livre (ACL) apresenta consistente aumento de representatividade saindo de 24,8% da energia consumida em 2015 para 42,2% em 2024, conforme esquemático que segue. Figura 7 – Aumento do mercado ACL em relação ao ACR. Elaboração: EPE. Fonte: https://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/anuario-estatistico-de-energia-eletrica A expansão consistente do ACL resulta um novo contexto para análise concorrencial.

Desta forma, alerta-se que o uso das análises concorrenciais pretéritas — nas quais o mercado livre era marginal e a rivalidade limitada pela regulação — pode deixar de ter aderência à realidade do setor. Em síntese aqui aventa-se que a ascensão do ACL em detrimento do ACR pode estabelecer relações de incentivos não aplicáveis quando as negociações entre agentes ocorriam predominantemente no ACR. Trata-se de entendimento que possui implicações práticas para a autoridade antitruste. As alterações estruturais reforçam, por exemplo, a importância das comercializadoras e reduzem a centralidade histórica das distribuidoras como compradoras quase exclusivas da energia elétrica gerada. Neste diapasão, o avanço do ACL tem como consequência a necessidade de reconhecimento de potenciais riscos competitivos decorrentes da relação entre comercializadoras e distribuidoras, especialmente em temas como captura de consumidores migrantes, alocação de custos, estratégias de portfólio e eventuais vantagens competitivas derivadas do acesso à infraestrutura de distribuição. Despacho centralizado No SIN, o ONS é o responsável pela coordenação, programação e comando da geração. O despacho consiste na definição, instrução e supervisão de quais usinas devem gerar, quando e quanto, com base em modelos de otimização destinados a atender a demanda ao menor custo possível, respeitando as restrições elétricas e de segurança do sistema.

O ONS é entidade privada sem fins lucrativos, instituída pela Lei nº 9.648/1998, e atua sob regulação e fiscalização da ANEEL. Do ponto de vista técnico, o despacho centralizado é indispensável porque os fluxos de potência no SIN seguem as leis eletromagnéticas, e não escolhas discricionárias dos agentes. Usinas, reservatórios e linhas de transmissão são elementos interdependentes, de modo que decisões isoladas de geração podem ocasionar sobrecargas, violação de limites de tensão ou frequência e desligamentos em cascata. A atuação centralizada do ONS garante o atendimento às restrições operativas, a preservação da estabilidade e o uso seguro da rede integrada. Essas características estruturais do SIN geram desafios operacionais relevantes. Em sistemas hidrotérmicos fortemente integrados, como o brasileiro, o uso da rede por um agente específico pode alterar fluxos em áreas distantes, provocar congestionamentos e exigir intervenções para manter condições adequadas de operação. A entrada de novos geradores também modifica padrões de carregamento e influencia o funcionamento do sistema. Nesse contexto, a coexistência de tecnologias distintas agrega atributos como flexibilidade, previsibilidade e suporte à inércia, mas simultaneamente restringe o espaço de atuação de cada fonte devido a limites físicos, de segurança e de estabilidade que orientam o despacho centralizado. Esta necessidade de atuação em busca de um equilíbrio dinâmico condiciona a rivalidade setorial:

diferenças de participação no despacho, custos marginais efetivos e capacidade de competir em produtos como energia, potência ou serviços ancilares derivam, em parte significativa, de requisitos sistêmicos. Assim, barreiras à expansão ou substituição entre tecnologias podem refletir tais restrições estruturais, com impacto direto na definição dos mercados relevantes e na avaliação de poder de mercado.[26] Portanto, embora o SIN opere como um sistema integrado, existem restrições de transmissão entre subsistemas e áreas elétricas que limitam a capacidade real de deslocamento da geração. Ainda que uma análise preliminar possa sugerir um mercado geográfico unificado composto pelo próprio SIN, as limitações operacionais podem justificar o reconhecimento de áreas de mercado menores, compatíveis com a efetiva rivalidade entre agentes em condições técnicas similares.[27] O entendimento pode trazer implicações práticas para a autoridade antitruste. Em decorrência das complexidades do sistema, a definição do mercado relevante tende a (i) generalizações razoáveis que resultem em mercados regionais, por pressupor restrições permanentes da rede que possibilitem identificar subsistemas mais ou menos isolados eletricamente;

e (ii) restrições na definição desta área, para que caiba às empresas envolvidas em ilícitos concorrenciais ou em atos de concentração o ônus de provar que tal abrangência é inadequada, por ser demasiadamente reduzida.[28] Em síntese, alerta-se que a identificação de restrições permanentes do sistema energético nacional podem validar a hipótese de mercados regionais ou espaços menores de operação, a despeito da existência de interconexão física entre as áreas. Afinal, como introduzido, a operação do sistema é constrangida pela natureza eletrofísica do produto. O operador não dispõe de todas as rotas e todos agentes para operar a todo momento. À vista disso, é possível que um agente que concentre sua atuação em uma área específica do SIN detenha poder de mercado local, ainda que, sob a ótica da matriz integrada nacional, sua participação aparente seja modesta. Em sistemas interdependentes com restrições estruturais, o poder de mercado pode emergir de posições nodais e de limitações físicas, e não apenas de participação agregada. Do ponto de vista econômico, o despacho centralizado permite otimizar a operação hidrotérmica — predominante no Brasil — em conjunto com outras tecnologias, evitando decisões subótimas ou incongruentes entre geradores. A coordenação central assegura o uso eficiente da água, reduz o custo marginal de operação e internaliza efeitos sistêmicos que não seriam considerados por decisões individuais.

Em um cenário hipotético sem coordenação central, cada agente tenderia a maximizar seus benefícios privados, ainda que isso gerasse desequilíbrios coletivos. Uma hidrelétrica poderia turbinar mais água em períodos de preços elevados, comprometendo o armazenamento para períodos de seca. Uma termelétrica poderia suspender sua operação diante de aumentos no custo do combustível, ainda que sua geração fosse essencial para manter a estabilidade. Tais escolhas poderiam elevar o custo total do sistema, aumentar riscos de escassez e reduzir a confiabilidade do suprimento. O despacho centralizado permite selecionar, a cada intervalo, o conjunto de usinas capazes de atender a carga ao menor custo operacional, observadas as restrições da rede e a disponibilidade das unidades. Isso mantém a operação próxima da fronteira de custo, evita acionamentos mais caros quando existem opções mais eficientes e reforça a eficiência produtiva por meio da coordenação hidrotérmica, do acionamento baseado em custo variável unitário e da gestão integrada das restrições elétricas. Contudo, o despacho centralizado não assegura, por si só, eficiência alocativa — entendida como preços iguais ao custo marginal. A formação de preços depende de regras de mercado, mecanismos regulatórios, bandeiras tarifárias e contratos. O despacho centralizado determina “como” gerar ao menor custo, mas não “quanto” os preços refletem esse custo.

Do exposto, têm-se que o modelo brasileiro caracteriza-se pela concorrência por parcelas do mercado (via leilões e contratos) e cooperação na operação (despacho centralizado em benefício da eficiência coletiva). A concorrência entre usinas ocorre predominantemente na contratação e precificação da energia, dimensão distinta da operação física do sistema. Ainda assim, o despacho segue critérios definidos e fortemente influenciados pelo custo variável unitário das fontes, preservando incentivos econômicos à eficiência. Como consequência, alterações nos parâmetros de custo podem alterar a dinâmica operacional e concorrencial, conforme se detalha a seguir. Custo Variável Unitário e Preço de Liquidação de diferenças Na atividade de produção de energia elétrica, o Custo Variável Unitário (“CVU”) representa o custo por megawatt-hora ("MWh") para que uma usina gere energia, considerando apenas os custos variáveis, ou seja, aqueles que dependem diretamente da quantidade de energia gerada. O CVU é parâmetro que só faz sentido para usinas termelétrica, pois representa o custo variável de operação associado principalmente ao consumo de combustível, inexistente nas usinas que geram energia por outras fontes. Hidrelétricas, eólicas e solares operam com custo variável praticamente nulo e, por isso, não precisam declarar CVU à ANEEL, sendo tratadas pelo ONS como fontes de custo marginal desprezível.

Assim, o CVU é exclusivo das UTEs e serve para ordenar o despacho apenas entre essas unidades, refletindo seus custos marginais efetivos. Para usinas térmicas a gás natural, o principal componente do CVU é o custo do gás natural. Contudo, o CVU também pode incluir encargos de operação e manutenção variáveis, despesas com insumos auxiliares (como água para resfriamento, produtos químicos etc.) e tributos incidentes sobre a geração[29]. O presente inquérito do CADE inicia-se a partir da identificação pela ANEEL de um aumento “incomum” no CVU das Usinas Termelétricas Willian Arjona (pertencente ao grupo DELTA ENERGIA) e Araucária (pertencente ao grupo AMBAR ENERGIA), durante o período de escassez hídrica em 2021[30]. Como será oportunamente relatado, a ANEEL questionou a ANP[31] se no período específico houve alguma alteração no mercado de gás natural, pois os CVUs das UTEs William Arjona e Araucária estavam bem superiores ao CVU de UTEs que operam com óleo combustível, óleo diesel e carvão. Trata-se de constatação que de fato chama a atenção, dado que em situações normais, o gás natural apresenta maior eficiência na conversão de energia térmica em elétrica do que os demais combustíveis. Assim, usinas a gás natural tendem a apresentar CVUs menores em relação a usinas que operam com óleo combustível, óleo diesel e carvão. A figura que segue busca representar esta intuição relacionada aos CVUs a depender do tipo de combustível utilizado.

Figura 8 – Estimativas de custo variáveis da Matriz Térmica em Operação (dados 2014). Elaboração e Fonte: Romeiro.[32] Com base no esquemático apresentado, a situação reportada pela ANEEL de fato é contra-intuitiva. Contudo, como também pode-se depreender do esquemático, insta ponderar que há grande dispersão entre os CVUs a depender do processo específico de cada usina. Isto é, ainda que não seja a regra, é possível que uma usina a gás (especialmente de ciclo simples[33]) apresente CVUs maiores que usinas à óleo ou diesel. Em tese, uma usina a óleo bem operada, com ciclo termodinâmico eficiente (ex: motores de combustão interna de alta eficiência), pode ter desempenho melhor que uma usina a gás antiga ou mal operada. Trata-se, no entanto, de excepcionalidade. A regra é que usinas termelétricas que operam a gás natural resultem em menor custo por unidade de energia (MMBtu). No setor elétrico brasileiro, o CVU é variável fundamental para a ordenação do despacho das usinas pelo ONS. Como visto, entre outras atribuições, o ONS é o agente que decide quais usinas devem gerar energia. Esta decisão, é denominada ordem de mérito. O despacho por ordem de mérito significa que, de acordo com a demanda, a ONS decide acionar as usinas com menor CVU primeiro, com o objetivo de reduzir o custo da operação do sistema como um todo. Assim, no despacho por ordem de mérito, quanto menor o CVU de uma usina, maior a prioridade da usina no despacho (quando a energia gerada é necessária).

Contudo, nem todo despacho se dá pela ordem do mérito. Isto porque o ONS também considera variáveis adicionais, como a disponibilidade hídrica dos reservatórios das usinas hidrelétricas e as restrições operativas da malha de transmissão, diretamente afetadas por picos de potência das fontes intermitentes, pela necessidade de inércia mínima, pelo controle de tensão e pela manutenção de reserva girante[34] no sistema. Assim, há casos em que o operador pode manter a geração síncrona (ex.: térmicas) mesmo com CVU superior e pode reduzir a geração elétrica proveniente de fontes renováveis, mesmo que estas apresentem menor CVU. Estas situações caracterizam o chamado “despacho fora da ordem de mérito”. Do exposto, têm-se que o despacho fora da ordem de mérito ocorre quando o ONS aciona usinas com CVU maior antes das UTEs com menor custo, devido a restrições operativas. Ainda que a regra seja o despacho econômico, há despachos fora da ordem em situações excepcionais, como crises hídricas ou limitações de rede, para garantir segurança e continuidade do suprimento. Nessas condições, há o acionamento de térmicas mais caras. Não se trata, contudo, de uma situação arbitrária. A regra é o despacho econômico. Quando por força de requisitos de segurança do SIN, impõe-se restrições ao despacho econômico.

No caso brasileiro, as situações típicas incluem a necessidade de manter inércia mínima no sistema, a exigência de reserva girante para resposta imediata a variações de carga, congestionamentos na transmissão que impedem o escoamento de energia mais barata, demandas de controle de tensão e suporte de potência reativa, limitações de flexibilidade operativa diante da variabilidade de eólicas e solares, restrições hidrológicas que limitam o uso de reservatórios e exigências de segurança elétrica regional[35], bem como o atendimento obrigatório a serviços ancilares[36] como frequência, black start[37] e amortecimento de oscilações. Nesses casos, o ONS mantém ou aciona geração síncrona — muitas vezes térmica — mesmo com CVU superior, e pode limitar a produção de renováveis intermitentes, assegurando estabilidade e segurança ao sistema elétrico. O CVU é informado por cada usina à ANEEL com base em seus custos efetivos de operação e manutenção. Após a declaração, a ANEEL realiza análise técnica dos valores apresentados, valida metodologias, ajusta inconsistências e homologa o CVU final. Somente esse CVU aprovado é utilizado pelo ONS para a ordenação do despacho por mérito. Além disso, a liquidação financeira entre os agentes que geram energia no SIN considera esses valores homologados, garantindo “casamento” entre operação e remuneração, conforme será detalhado a seguir.

O CVU influencia diretamente o volume de geração de uma UTE porque, como visto, prioritariamente o ONS despacha as usinas térmicas pela ordem de mérito, priorizando aquelas com menor custo variável. Quanto menor o CVU, maior a probabilidade de a térmica ser chamada a operar, o que aumenta sua geração efetiva ao longo do ano. Uma usina despachada com frequência pelo ONS tende a gerar energia próxima ou acima de sua garantia física[38] ou de seus contratos. Isso reduz a necessidade de comprar energia de terceiros para cobrir eventual déficit e, portanto, diminui a exposição ao mercado de curto prazo. A exposição cai porque a energia efetivamente gerada é contabilizada como lastro para os contratos. Dito de outra forma: quando uma UTE integra o SIN, ela pactua uma garantia física, que é o limite de energia que pode usar para firmar contratos. A quantidade que ela realmente produz depende do despacho do ONS. Se gerar menos do que precisa para cumprir seus contratos, terá que comprar energia no mercado de curto prazo, pagando o preço vigente: o preço de liquidação de diferenças (“PLD”). Se gerar mais do que o necessário, o excesso é vendido nesse mesmo mercado, recebendo o preço do momento. Evidencia-se assim a “ligação” entre a lógica operacional e a lógica contratual dos agentes.

Como visto a geração é despachada centralizadamente pelo ONS, segundo critérios de segurança e ordem de mérito, enquanto os contratos são bilaterais ou regulados e não determinam diretamente a operação física das usinas. Assim, como a energia contratada não coincide perfeitamente com a energia que cada usina gera ou que cada consumidor utiliza, surge a necessidade de um mecanismo que liquide essas diferenças. Em síntese, o mercado de curto prazo existe porque despacho físico e contratação comercial são separados. O curto prazo reconcilia esses dois “mundos” e garante que o sistema funcione de forma coordenada operada pelo ONS e financeiramente equilibrada pois há mecanismos de compensação quando o contrato “descola” da realidade operacional. No mercado de curto prazo, o PLD é o valor usado para liquidar a diferença entre a energia contratada e a energia efetivamente gerada ou consumida por cada agente. Quando uma usina gera menos do que contratou, precisa comprar essa diferença ao PLD; quando gera mais, liquida o excedente ao mesmo preço. Trata-se de um preço volátil, determinado conforme as condições operativas do SIN. A exposição ao PLD depende da relação entre energia contratada e energia gerada. Se a usina possui contratos (no ACR ou no ACL) e gera menos do que o contratado, deve comprar energia ao PLD para cumprir suas obrigações. Se gera mais, liquida o excedente ao mesmo preço.

Assim, quanto maior o desalinhamento entre o que foi contratado e o que foi efetivamente gerado, maior o risco financeiro associado ao PLD. De todo exposto, têm-se que operar com CVU mais baixo confere à usina térmica prioridade no despacho, aumenta a geração, reduz a exposição ao PLD e, com isso, tende a elevar sua receita e sua margem operacional. Em síntese, o CVU é determinante para a quantidade de energia que a UTE efetivamente entrega ao sistema e, consequentemente, para o risco de mercado ao qual está exposta. Em condições excepcionais, como a de escassez hídrica, o ONS pode despachar térmicas com CVU mais elevado, fora da ordem de mérito, para garantir a segurança operativa do SIN. Isso, porém, não cria necessariamente incentivo fático para que as UTE inflem CVUs, pois o CVU é um parâmetro regulado, calculado com base em custos auditáveis e homologado pela ANEEL. Cada usina deve declarar seu CVU com base em critérios técnicos e documentação comprobatória — como contratos de combustível, parâmetros de eficiência e custos operacionais — e sua homologação depende de análise técnica da Agência. A regulamentação vigente[39] veda a inclusão de itens indevidos no CVU e prevê penalidades para declarações inconsistentes ou abusivas, incluindo glosas e sanções. A ANEEL também pode realizar auditorias ex post para verificar a aderência dos valores declarados aos custos reais.

Dessa forma, embora exista um incentivo teórico para inflar o CVU em situações críticas de despacho, o desenho institucional procura mitigar esse risco por meio de controle prévio e fiscalização posterior. Mesmo em despachos excepcionais, a usina recebe apenas o reembolso de seu custo variável reconhecido, sem possibilidade de ganho adicional por alteração estratégica desse valor. Por este prisma, o aumento “injustificado” do CVU que ensejou a abertura do presente inquérito seria em primeira análise um problema exclusivamente regulatório. Contudo, conforme já relatado e oportunamente detalhado, a ANEEL identificou o aumento do CVU de determinadas UTEs em decorrência das condições específicas de fornecimento de gás natural estabelecidas com a PETROBRAS. Infere-se que o aumento do CVU foi considerado justificado pelas UTEs, contudo, deslocou-se a atenção para investigar se havia razoabilidade para as alterações na condição de fornecimento impostas às térmicas. É dizer: a elevação do CVU foi imputada ao aumento de preços no fornecimento de gás natural. Não obstante a validade da justificativa no âmbito do contexto da geração de energia, pugnou-se por observar se houve ilícito concorrencial nas condições fornecimento de gás natural. Isto é, não há uma investigação sobre atuação das UTEs e sim um questionamento sobre a atuação da empresa fornecedora de combustíveis. A presente análise endereça este entendimento.

Por fim, cabe registrar que o CVU de cada usina termelétrica homologado pela ANEEL pode ser alterado ao longo do tempo[40]. A usina interessada deve protocolar pedido formal de ajuste, acompanhado da planilha padronizada de cálculo, documentação comprobatória dos novos custos — como combustível, transporte, tributos e O&M variável — e justificativa técnica. Após a análise e homologação pela ANEEL, o novo CVU passa a ser utilizado pelo ONS em seus modelos de otimização e no despacho centralizado, sem aplicação retroativa. Formas de contratação das UTEs em relação ao fornecimento de energia ao SIN No SIN, as UTEs podem ser classificadas pela forma de contratação, o que define o grau de previsibilidade de sua receita e seu posicionamento econômico no setor. Essa distinção é relevante para o planejamento e para a avaliação dos incentivos e riscos envolvidos na operação de cada usina. As UTEs contratadas são aquelas que possuem contratos de venda de energia, seja por leilões do governo no ACR, seja por acordos bilaterais no ACL. Esses contratos garantem receita composta por parcelas fixas e variáveis, o que assegura remuneração mesmo quando a usina não é despachada pelo ONS, pois sua disponibilidade contribui para a segurança e confiabilidade do sistema. Também integram esse grupo as usinas vencedoras dos leilões de reserva de capacidade, cuja função é manter potência[41] disponível para momentos de pico ou escassez.

No ACL os termos contratuais são livremente negociados entre as partes e as vendas ocorrem principalmente para Consumidores Livres[42] e Comercializadores de Energia Elétrica[43]. Em contrapartida, o vendedor deve entregar ao comprador a quantidade de energia definida nos contratos. Essa quantidade de energia pode ser entregue pela própria usina, quando a mesma está despachada, isto é, gerando energia elétrica e injetando no SIN. A energia pode ser ainda liquidada no Mercado de Curto Prazo ao PLD. No ACR, os contratos entre geradores e distribuidoras são firmados em leilões cujos parâmetros comerciais seguem diretrizes do MME. A receita da UTE contratada é composta por uma parcela fixa, que independe do despacho, e uma parcela variável, paga quando a usina é acionada pelo ONS. Essa parcela variável corresponde ao CVU multiplicado pela energia efetivamente gerada. Em troca, a usina deve entregar ao comprador o montante de energia previsto no contrato sempre que for despachada. As UTEs não-contratadas (“merchant”) são aquelas que não possuem contratos no ACR ou no ACL. Nessa condição, não têm obrigação de entrega associada a contratos de energia e dependem integralmente do despacho do ONS e do preço do mercado de curto prazo (PLD), o que acarreta maior risco econômico. As UTEs merchant costumam ser acionadas em situações de demanda elevada ou escassez hídrica, quando o custo marginal do sistema aumenta.

Embora enfrentem incerteza de receita, podem obter retornos elevados em cenários de estresse sistêmico, atuando como oferta adicional que responde aos sinais de preço. Isto é, se o PLD sobe devido à escassez ou maior carga, a usina passa a gerar porque o preço remunera seu custo e cria margem econômica. Cumpre, contudo, notar que o CVU dessas usinas também é regulado e homologado pela ANEEL. Figura 9 – Modalidades de Contratação para fornecimento de energia ao Sistema Integrado nacional. Elaboração: CGAA4/SG/CADE. A diferenciação entre UTEs contratadas e merchant reflete modelos de negócio e funções distintas na matriz térmica. As usinas contratadas, no ACR/ACL ou na reserva de capacidade, possuem receita previsível e contribuem para a segurança do sistema por meio de disponibilidade garantida. As usinas merchant operam sem lastro contratual, totalmente expostas ao PLD e ao despacho, assumindo maior risco e oferecendo flexibilidade adicional para atender situações de escassez ou restrições operativas, porém sem garantia de remuneração contínua. Usinas contratadas não respondem (ao menos diretamente) ao PLD ao decidir quanto gerar, porque sua decisão de operação é centralizada (ONS) e sua receita é predominantemente contratual. Elas respondem a incentivos contratuais, não a sinais de preço no curtíssimo prazo. Por sua vez, a resposta das UTEs merchant ao preço é máxima, uma vez que a integralidade da receita depende do preço no curto prazo.

Por fim, deve-se perceber que disponibilidade não se confunde com a contratação. Uma UTE merchant pode ser despachada pelo ONS tanto por ordem de mérito quanto fora da ordem de mérito. Se o CVU homologado for competitivo, a usina entra no despacho econômico normalmente, mesmo sem contratos. Da mesma forma, em situações de segurança operativa ou restrições de transmissão, o ONS pode acioná-la fora da ordem de mérito, assim como qualquer outra térmica disponível, quando necessário para garantir a confiabilidade do SIN. Para o ONS não há distinção operacional entre usinas contratadas e não contratadas. O despacho é definido exclusivamente por critérios técnicos e econômicos — curva de mérito, restrições elétricas, requisitos de segurança, confiabilidade local e limites de transmissão — independentemente da forma de contratação da usina. A diferença entre contratadas e merchant é comercial, não operacional: as contratadas possuem contratos no ACR ou no ACL, que definem receitas fixas e variáveis e reduzem sua exposição ao mercado de curto prazo, enquanto as merchant operam sem contratos de energia e dependem integralmente do PLD e do despacho para formar sua receita. Essa distinção afeta o risco econômico de cada agente, mas não interfere no processo de despacho do ONS.

Modalidades de contratação das UTEs em relação aos fornecedores de combustíveis As diferenças de operação e remuneração entre UTEs contratadas e merchant no SIN condicionam o tipo de contrato de fornecimento de gás natural estabelecido entre fornecedores e usinas. Isto é, o arranjo contratual do insumo reflete o perfil de risco e a forma de inserção da usina no mercado de geração de energia elétrica, definindo compromissos e incentivos econômicos distintos. As UTEs contratadas, cuja receita é garantida por contratos de venda de energia, tendem a firmar contratos firmes de fornecimento de combustível, com entrega garantida e penalidades por falhas. Esse arranjo é viável porque essas usinas operam com maior previsibilidade e podem repassar os custos do insumo conforme previsto na regulação. As UTEs merchant operam sem garantia de despacho ou receita. Para essas usinas, contratos firmes de combustível implicariam risco financeiro elevado, pois podem não gerar o suficiente para honrar compromissos rígidos. Por isso, tendem a adotar contratos intermitentes ou compras spot, mais compatíveis com a incerteza de sua operação. A contratação interruptível de gás natural permite que o supridor suspenda total ou parcialmente o fornecimento em condições previstas em contrato, como restrições operacionais ou priorização de clientes firmes. Em troca dessa flexibilidade, o consumidor paga um preço menor e assume o risco da interrupção.

Na contratação firme, o suprimento é garantido de forma contínua, salvo eventos de força maior, e o preço é mais alto devido à maior segurança de entrega. Assim, contratos firmes atendem consumidores que exigem alta previsibilidade, enquanto contratos interruptíveis são adequados a perfis com maior flexibilidade operacional. Uma UTE ou grande consumidor pode combinar diferentes contratos de suprimento simultaneamente. Nesse arranjo, contratos firmes e interruptíveis são complementares: o contrato firme assegura entrega contínua, geralmente associado a cláusulas take-or-pay e preço mais elevado, servindo como base segura de operação; já o contrato interruptível tem preço menor e depende da disponibilidade do fornecedor, podendo ser suspenso em condições pré-definidas, o que oferece flexibilidade e redução de custos quando o risco de corte é aceitável. O contrato spot envolve compras pontuais de curto prazo, sem compromisso de fornecimento contínuo e com preço definido pelas condições do momento, diferenciando-se dos contratos firmes ou interruptíveis. A regulação não impõe nem restringe o tipo de contrato que uma UTE merchant deve adotar. No caso concreto em análise, observa-se que a PETROBRAS, por exemplo, firmou contratos interruptíveis para as UTEs merchant Araucária e William Arjona. As UTEs merchant não são obrigadas a operar apenas com gás spot;

podem contratar gás firme, interruptível ou spot, de forma isolada ou combinada, conforme seu perfil de risco, necessidade de garantia de suprimento e impacto na formação do CVU. A literatura do setor registra a expansão de operações spot de gás natural e GNL no país.[44] Do exposto, embora a molécula de gás natural seja homogênea, os contratos de suprimento podem variar legitimamente conforme as condições de fornecimento e os riscos do negócio. O tipo de contrato tende a refletir o perfil de uso do gás pelo agente. No caso das UTEs, a escolha contratual está diretamente ligada à forma de contratação da usina no SIN. Assim, faz sentido que UTEs com diferentes graus de previsibilidade e risco adotem arranjos contratuais distintos. O Quadro a seguir sintetiza essas diferenças. Quadro 1 – Tipos de contratos de suprimento de gás natural e suas características essenciais Tipo de contrato Garantia de fornecimento Estrutura de preço Principais usos Firme Entrega obrigatória, com penalidades Fórmulas indexadas (petróleo, GNL, Henry Hub) ou reajustes periódicos Distribuidoras de gás, termelétricas contratadas ou com alta previsibilidade Interruptível Sem obrigação de entrega;

sujeito à disponibilidade Preço menor em relação ao contrato firme, definido em contrato Termelétricas merchant, consumidores que aceitam risco Spot Entrega pontual, sem compromisso futuro Preço de mercado imediato (hub, índice ou negociação direta) Suprimento emergencial, cobertura de déficit temporário Elaboração: CGAA4/SG/CADE. Os tipos de contrato diferem em relação ao grau de garantia e das condições de fornecimento. Contudo, cabe também observar que os horizontes temporais em que os vínculos entre fornecedor e contratante são estabelecidos. Isto é, além da forma, a duração dos compromissos assumidos influenciam custo, flexibilidade e alocação de riscos. O quadro seguinte organiza essas diferenças de prazo de forma complementar ao quadro anterior. Quadro 2 — Horizontes temporais de contratação Horizonte temporal Prazo típico Tipo de contrato Exemplos de uso Curto prazo (short-term) Semanas a poucos meses Pode ser firme ou interruptível Ajustes sazonais de oferta e demanda Médio prazo Meses a poucos anos Flexível conforme necessidade do portfólio Complemento contratual de UTEs Longo prazo (long-term) 10–20 anos Geralmente firme, com cláusulas take-or-pay Importação e GNL estruturante Elaboração: CGAA4/SG/CADE. Indexação dos contratos de fornecimento de gás natural Em contratos de fornecimento de gás natural, a estrutura de preços geralmente separa a parcela da molécula da parcela logística (transporte, movimentação e serviços).

Essa decomposição aumenta a transparência, facilita a verificação dos componentes tarifários e reduz conflitos sobre custos alocados ao suprimento, conforme esquemático que segue. Figura 10 - Preço total do Gás Natural - Componentes típicos da Precificação. Elaboração: CGAA4/SG/CADE. A parcela logística do preço do gás natural compreende os custos associados ao transporte, às operações em terminais de GNL e aos serviços acessórios, sendo estes, em geral, definidos por tarifas públicas. Tal componente segue marcos regulatórios estabelecidos, notadamente a Lei nº 14.134/2021 e o Decreto nº 10.712/2021, que estruturam o regime de transporte, escoamento, regaseificação e comercialização de gás natural. Esses instrumentos legais estabelecem diretrizes voltadas à transparência, acesso não-discriminatório e aprovação tarifária. A ANP conduz processos públicos para definição e revisão das tarifas, com base no modelo tarifário de entrada e saída. A parcela da molécula do preço refere-se ao valor intrínseco do gás natural e é comumente indexada a referências internacionais, como o petróleo Brent, contratos de GNL ou preços praticados em hubs líquidos[45]. Essa prática busca alinhar o custo da molécula aos valores de reposição no mercado internacional, aproximando a formação de preços à dinâmica observada em mercados mais maduros.

Em contextos regulatórios menos desenvolvidos, como o brasileiro, a indexação internacional oferece previsibilidade contratual e segurança econômica, refletindo os custos de oportunidade de fornecimento em ambientes globais. Os indexadores utilizados na precificação do gás natural podem ser agrupados em três grandes categorias, conforme a lógica de formação de preços e o tipo de referência de mercado adotada: A primeira categoria abrange os indexadores vinculados ao petróleo, sendo o Brent o mais amplamente utilizado. Cotado em dólares e negociado no mercado futuro de Londres (ICE), o Brent é referência global para contratos de óleo cru. Nos chamados contratos oil-linked, o preço do gás natural é calculado com base em uma fórmula proporcional ao Brent, acrescida de uma constante fixa. No Brasil, esse modelo é tradicionalmente aplicado em contratos de GNL de longo prazo, bem como em contratos firmes celebrados entre a PETROBRAS e distribuidoras, com ajustes trimestrais que consideram a variação do Brent e a taxa de câmbio. A principal característica desse grupo é que os preços do gás passam a seguir a dinâmica do petróleo, mesmo que os fundamentos dos dois mercados sejam distintos. A segunda categoria reúne os indexadores baseados em hubs de gás natural, utilizados em mercados mais liberalizados. Nesses casos, o preço do gás é atrelado a pontos físicos ou virtuais de negociação (hubs), onde a formação de preços reflete diretamente a oferta e demanda do próprio gás.

Os principais exemplos são o Henry Hub, nos Estados Unidos — referência global para contratos futuros de gás natural na Chicago Mercantile Exchange (CME) —, o Title Transfer Facility (TTF), da Holanda, que domina o mercado europeu e o National Balancing Point (NBP), no Reino Unido, que foi o hub pioneiro da Europa, mas perdeu liquidez ao longo do tempo. No Canadá, destaca-se o AECO, amplamente utilizado em contratos de exportação de GNL. Esses indexadores traduzem o conceito de gas-on-gas competition, em que o preço é formado por forças do mercado de gás, sem correlação direta com o petróleo. Por fim, a terceira categoria contempla os indexadores spot de GNL, que representam transações de curto prazo e cargas avulsas. O principal benchmark global nesse segmento é o Japan-Korea Marker (JKM), calculado pela S&P Global Platts, amplamente utilizado na Ásia e, progressivamente, em outros mercados. O JKM reflete a formação diária dos preços spot de GNL, sem vínculo contratual de longo prazo, e é uma importante referência para contratos flexíveis, operações cargo-by-cargo e compradores que priorizam agilidade de suprimento. Sua principal característica é a alta sensibilidade às flutuações de mercado, funcionando como termômetro da liquidez global do comércio de GNL. Historicamente, a comercialização de gás natural no atacado no Brasil esteve fundamentada, majoritariamente, em fórmulas de precificação da molécula indexadas ao petróleo Brent.

Essa indexação predominou nos contratos firmados nas últimas décadas, refletindo o modelo tradicional adotado pela PETROBRAS e outros agentes. No entanto, a partir de 2023, novos contratos passaram a adotar o Henry Hub como referência, no contexto de iniciativas de diversificação de supridores e mecanismos contratuais. Essa transição indica uma tendência de aproximação com práticas internacionais baseadas em gas-on-gas competition. A figura a seguir apresenta uma comparação entre os preços médios do gás natural praticados em hubs internacionais de referência e os preços médios observados no Brasil, tanto nos contratos da PETROBRAS com distribuidoras quanto nas importações de GNL, excluídos tributos e encargos.[46] Figura 11 - Preços médios mensais do gás natural no mundo. Fonte e Elaboração: EPE. NOTA TÉCNICA EPE/DPG/SPG/03/2024 De forma intuitiva, entende-se a escolha do indexador em contratos de gás natural deve refletir a composição da cesta de suprimento do vendedor. Em portfólios com predominância de GNL, utilizar um marcador spot de GNL — como o JKM — contribui para reduzir o risco de base e alinhar os preços ao custo marginal de aquisição. Quando o suprimento está ancorado em gás canalizado proveniente dos Estados Unidos, o Henry Hub tende a ser a referência mais adequada.

Em síntese, a indexação contratual busca preservar o equilíbrio econômico-financeiro do fornecedor e garantir previsibilidade ao comprador, desde que os indexadores adotados sejam líquidos, transparentes e consistentes com a origem efetiva do gás comercializado. Por fim, ressalta-se que a literatura especializada aponta um conjunto de boas práticas contratuais aplicáveis à indexação de preços no setor de gás natural. Entre essas práticas, considera-se desejável que os contratos incluam: fórmulas de indexação explícitas e auditáveis; periodicidade definida para reajustes; defasagens claras entre o período de referência e a aplicação do índice; cláusulas de teto e piso de preços; mecanismos de ajuste cambial; dispositivos de reopener para eventos extraordinários; e gatilhos objetivos para substituição do índice, caso este deixe de refletir adequadamente a realidade de mercado.[47] RELATÓRIO Processual Do Procedimento Preparatório Em 01.09.2021, foi instaurado Procedimento Preparatório para apuração de infrações à ordem econômica (“PP”), por meio Despacho SG Instauração Procedimento Preparatório nº 9/2021 (SEI 0952945), com a finalidade de investigar eventuais condutas anticompetitivas no mercado de geração de energia elétrica, especialmente no segmento de geração de energia elétrica por usinas termelétricas. Na mesma data, a SG/CADE expediu Ofício Nº 6635/2021/CGAA9/SGA2/SG/CADE (SEI 0953002) à PETROBRAS.

A SG/CADE solicitou informações sobre os combustíveis fornecidos para a geração de energia elétrica em usinas termelétricas, com indicação do percentual de cada fonte; o volume mensal fornecido a cada usina nos últimos três anos, detalhando os casos de fornecimento de mais de uma fonte; o preço mensal cobrado pelo combustível no mesmo período, igualmente discriminando quando houver múltiplas fontes; cópias dos contratos ou documentos-padrão de venda firmados com as usinas. A PETROBRAS apresentou resposta ao CADE em 27.09.2021 (SEI 0963489). O conteúdo da resposta será detalhado em seção específica. Na mesma data, a SG/CADE expediu ofícios[48] a 47 agentes econômicos relacionados ao setor de energia elétrica . A SG/CADE solicitou informações sobre o tipo de combustível utilizado na geração de energia elétrica, com indicação do percentual de cada fonte; o regime de contratação adotado (ACR, ACL ou ambos); o custo mensal de geração (R$/MWh); os preços mensais cobrados da distribuidora no ACR e no ACL; cópias dos contratos ou documentos-padrão de venda de energia, diferenciados por regime e prazo. Em 13.09.2021, a SG/CADE expediu Ofício Nº 6953/2021/CGAA9/SGA2/SG/CADE (SEI 0957100) à PETROBRAS. A SG/CADE solicitou a relação das UTEs mantidas e operadas pela PETROBRAS, incluindo as que não estão em operação e os motivos da paralisação; a capacidade de geração atual, status operacional, datas de início/reinício e suspensão da operação, combustível utilizado e CVU de cada UTE;

o percentual mensal de geração em relação à capacidade instalada, nos últimos três anos; o regime de contratação adotado (ACR, ACL ou ambos); o custo mensal de geração (R$/MWh) e os preços mensais cobrados no ACR e no ACL, no mesmo período; cópias dos contratos ou documentos-padrão de venda de energia, diferenciados por regime e prazo. A PETROBRAS atendeu à solicitação em 16.11.2021 (SEI 0983867). O conteúdo da resposta será detalhado em seção específica. Em 14.09.2021, a ANEEL expediu Ofícios para a ANP com informações relacionadas ao fornecimento de gás natural pela PETROBRAS destinado a UTEs. Os ofícios da ANEEL foram posteriormente encaminhados ao CADE pela ANP[49] . Como será oportunamente detalhado, a análise da ANEEL identificou comportamentos reputados como atípicos nas estruturas de custos de duas UTEs: Usina Termelétrica Willian Arjona (“UTE William Arjona”) e à Usina Elétrica a Gás de Araucária – UEGA (“UTE Araucária”). Nas referidas manifestações, a ANEEL aventa que tal alteração de custos é diretamente relacionado às condições de fornecimento dos combustíveis pela PETROBRAS. Assim, a ANEEL sugere monitoramento conjunto por parte de ANP e CADE relacionado aos contratos de fornecimento de combustíveis, tanto de gás natural quanto de óleo combustível firmados pelas UTEs com a PETROBRAS. Em 19.06.2023, a ANP enviou Nota Técnica Conjunta nº 5/2023/ANP (SEI 1248659), com objetivo de subsidiar a análise do CADE na presente investigação.

O conteúdo da manifestação conjunta é relatado em sessão específica. Em 07.08.2023, por meio do Despacho SG nº 20/2023 (SEI 1261703), esta SG/CADE concluiu que as informações trazidas em sede de PP, notadamente relacionadas às condições de fornecimento de gás natural às UTEs seria matéria de competência do Sistema Brasileiro de Defesa da Concorrência e que, à luz da apuração empreendida em PP, subsistiam indícios a serem investigados de maneira mais detida. Tal entendimento ensejou a instauração de Inquérito Administrativo para apuração de infrações à ordem econômica (SEI 1261701). Do Inquérito Administrativo Em 11.08.2023, foi enviado o Ofício nº 7302/2023/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1268969) dando ciência à PETROBRAS da instauração deste Inquérito Administrativo e requisitando a manifestação em relação ao teor da Nota Técnica nº 32/2023. Em 24.08.2023, foi realizada reunião com os representantes da ANEEL para tratar de questões afetas ao caso (SEI 1276712). Em 25.09.2024, a PETROBRAS enviou manifestação SEI 1289705 em resposta ao Ofício nº 7302/2023. O conteúdo da manifestação será detalhado em seção específica. Em 07.12.2023, em sede de na instrução, foram expedidos Ofícios a UTEs específicas[50] visando esclarecer pontos suscitados na primeira etapa de análise. Em 20.02.2024, foi realizada reunião com os representantes da ANEEL (SEI 1366725).

Em 12.04.2024, enviado Ofício nº 2138/2024/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1351512), solicitando à ANEEL esclarecimentos adicionais acerca do mercado de comercialização de gás natural para as usinas termelétricas. Em atendimento, a ANEEL apresenta informações em SEI 1392718. Este é o Relatório. Síntese das Manifestações Da manifestação conjunta da ANP e da ANEEL Em brevíssima síntese, a manifestação da ANP e ANEEL, datada de 02.06.2023, informa ao CADE que durante a crise hídrica de 2020–2021, a ANEEL identificou aumentos expressivos no CVU de usinas termelétricas abastecidas por gás natural, especialmente a UTE William Arjona e a UTE Araucária. Esses aumentos foram considerados atípicos e, conforme apurado posteriormente, relacionados a alterações nos contratos interruptíveis de fornecimento de gás natural firmados com a PETROBRAS. A UTE William Arjona, por exemplo, apresentou aumento de CVU em 65,8% em apenas três meses, atingindo R$ 2.325,47/MWh, superando o CVU de térmicas a óleo diesel. A UTE Araucária registrou CVU superior a R$ 2.700/MWh. O estudo da ANEEL aponta que as UTEs William Arjona e Araucária, mesmo operando com gás natural, apresentaram CVU superior a uma UTE movida a diesel. A principal hipótese para o aumento constado para ANEEL e ANP recai sobre o suprimento de gás natural por meio de contratos interruptíveis, com preços reajustados com base no índice internacional JKM, usado para precificar GNL.

Segundo as Agências, o uso deste indexador, em um contexto de escassez hídrica e aumento da demanda, pode ter caracterizado práticas abusivas por parte da PETROBRAS, que detém poder de mercado nos diversos elos da indústria do gás natural. A denúncia é sintetizada a partir do entendimento firmado na Nota Técnica encaminhada ao CADE: §291. É neste ambiente que há a necessidade de geração elétrica por todas as UTEs com capacidade ainda não utilizada, notadamente as termelétricas usualmente denominadas “merchant”. A PETROBRAS assina contratos para a entrega de gás natural por meio de contratos interruptíveis com três termelétricas [UTE ARAUCÁRIA, UTE WILLIAN ARJONA, UTE CUIABÁ] e sucessivamente assina aditivos para alterar a formação de preços e seu reajuste. Ao observar a literatura internacional sobre contratos interruptíveis e de nossa análise desses contratos, não é clara a motivação para a adoção dessa modalidade neste contexto. (SEI 1248659) Assim, a ANEEL sugeriu que a ANP e o CADE monitorem os contratos de fornecimento de combustível às usinas, com vistas a evitar abusos de poder de mercado. Segundo as Agências, a prática da PETOBRAS deve ser avaliada à luz da teoria dos custos de transação, que aponta a possibilidade de comportamentos oportunistas em mercados com alta especificidade de ativos e assimetrias informacionais – condições presentes na indústria do gás natural brasileira. As Agências argumentam que: §12.

(...) a possível conduta anticompetitiva da PETROBRAS a ser avaliada pelo CADE deve considerar um contexto no qual a empresa teria buscado elevar o preço da molécula de gás natural às geradoras, de forma supostamente abusiva, aproveitando-se da elevação da demanda por gás natural e da restrição na oferta de energia elétrica em situação de crise hídrica, que eleva consideravelmente o grau de incerteza no mercado. O aumento da incerteza, associada à condição de assimetria de informação em relação à PETROBRAS, empresa que domina todos os elos da IGN [Indústria do Gás Natural], aliada à característica de especificidade de ativos presente na IGN, estabelecem os elementos elencados pela teoria dos custos de transação que possibilitariam a adoção de comportamento oportunístico por parte de um agente visando captura de benefício a partir de uma falha de mercado. Consequentemente, a análise do comportamento da empresa visa assegurar que ela não teria se utilizado, de forma abusiva, de seu significativo poder de mercado resultando em conduta anticompetitiva baseada na adoção de comportamento oportunístico. (SEI 1248659) Neste contexto, as Agências apresentam um estudo que em brevíssima síntese trata (i) da organização do sistema elétrico brasileiro e da crise hídrica de 2020-2021, focando na demanda de gás natural para o atendimento das termelétricas; (ii) das particularidades do setor termelétrico;

(iii) da estrutura do mercado de gás natural, apresentando tanto a evolução histórica quanto a atual estrutura; (iv) sobre os contratos interruptíveis, informando ao CADE sobre a definição e as particularidades desta modalidade de contratos. Após, é apresentado um exame dos preços ofertados nos contratos interruptíveis para as termelétricas ao longo da crise hídrica. As Agências argumentam que, no contexto apresentado, a adoção de contratos na modalidade interruptíveis parece ter sido utilizada em contexto diverso daquele observado em mercados com maior grau de maturidade e em sentido oposto à gestão da rede que visa administrar picos de demanda (SEI 1248659, §239). Em síntese, as Agências argumentam que o contrato interruptível é instrumento adequado para estabelecer uma condição de fornecimento para agentes que pressupõem que não haverá fornecimento em picos de demandas. No caso narrado, os contratos foram estabelecidos justamente em um contexto de pico de demanda, evidenciando uma “disfuncionalidade” da modalidade contratual ofertada pela PETROBRAS. Ademais, as Agências também questionam as sucessíveis renegociações quanto à formação de preços da molécula de gás natural. Em síntese, a observação da relação da PETROBRAS com as citadas UTEs teria causado estranheza em face dos sucessivos episódios de repactuação (SEI 1248659, §295).

Ao cabo, a ANEEL-ANP sugerem (i) monitoramento conjunto ANEEL–ANP–CADE dos contratos interruptíveis com foco na conformidade com preços de mercado; (SEI 1248659, §8) (ii) investigação da conduta da PETROBRAS nos episódios de reajustes narrados e pertinência da modalidade de contrato ofertado. São apresentadas “hipóteses iniciais de investigação, nos termos que se destaca a seguir: §300. Em hipótese inicial, a exploração da assimetria de informação pela PETROBRAS pode ser realizada por três meios: (i) contratação de cargas de GNL de subsidiárias internacionais em valores superiores aos obtidos durante a contratação primária da carga – representando captura de diferencial de preços pela subsidiária internacional; (ii) adoção de precificação desvinculada das cargas de GNL liquefeitas naquele período; (iii) atendimento da demanda dessas térmicas por meio de gás natural de outra origem, que, precificado como GNL garante à ofertante substancial diferencial de preços. (SEI 1248659) Das manifestações da PETROBRAS Em sede de instrução de PP, a PETROBRAS apresentou manifestação SEI 0963489, pontuando que a PETROBRAS atua como fornecedor de gás natural, óleo diesel e óleo combustível para clientes termoelétricos. No fornecimento de gás natural é estabelecida uma relação comercial entre PETROBRAS e consumidor final, negociando preços, volumes e condições contratuais.

Já no caso de combustíveis líquidos (óleo e diesel) a PETROBRAS comercializa com distribuidoras de combustíveis, que posteriormente negociam com as UTEs. Além de suas atividades no fornecimento de combustíveis, a PETROBRAS também atua na geração de energia elétrica, por meio de usinas termoelétricas movidas a gás natural, óleo diesel e óleo combustível. A companhia detém registro de importadora e comercializadora de gás natural junto à ANP, além das autorizações da ANEEL para operar como autoprodutora de energia elétrica. Assim, na relação de provimento de combustíveis para as suas usinas próprias, não há comercialização de combustível. O fornecimento constitui consumo interno. Trata-se de ponto que será oportunamente aprofundado na análise. Nesta manifestação, atendendo à solicitação do CADE, são apresentados contratos de suprimento de gás natural, segmentando os seguintes tipos: Contratos de compra e venda de gás natural, celebrados por intermédio das respectivas companhias distribuidoras locais, para atendimento das usinas integrantes do Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT)[51]; Contratos preferenciais celebrados no âmbito dos leilões de energia nova ocorridos em 2007 /2008; Sistema Isolado: Contrato de compra e venda de gás natural, celebrado por intermédio da Companhia de Gás do Amazonas - Cigás, para atendimento à Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A - Eletronorte (que incorporou a Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. em 01.07.2021);

Demais contratos: Contratos de compra e venda de gás natural de curto prazo, na modalidade interruptível, para atendimento aos despachos termelétricos de usinas merchants, que não possuem contratos firmes com o setor elétrico. Também são apresentados contratos de suprimento de óleo combustível para atendimento do segmento termoelétrico. Ainda em sede de instrução de PP, a PETROBRAS apresentou manifestação SEI 0983867, com uma lista das UTEs em operação e as desativadas, apresentando motivos de inatividade, capacidades instaladas, combustíveis utilizados e valores de CVU, nos termos solicitados pelo CADE. A empresa informou também percentuais de geração em relação à capacidade máxima, ressaltando, contudo, que o despacho é definido pelo ONS. A manifestação incluiu ainda anexos com tabelas de operação, custos, receitas, percentuais de geração, cópias de contratos. Já em sede de IA, instada a se manifestar acerca das considerações da Nota Técnica nº 32/2023 (relatada na seção precedente), a PETROBRAS apresentou manifestação SEI 1289705 / 1289708. Nesta manifestação, em síntese, a PETROBRAS apresenta esclarecimentos relacionados aos preços de gás praticados no ano de 2021 em contratos de fornecimento para usinas merchant, fazendo referência explícita às UTES WILLIAM ARJONA e ARAUCÁRIA;

às condições comerciais para o fornecimento de gás para usina merchant do Grupo PETROBRAS e usinas merchant de terceiros, bem como as motivações para as variações de CVU observadas pela ANEEL em SEI 1248659. Passa-se ao detalhamento das informações apresentadas: A PETROBRAS afirma que os preços praticados com usinas próprias e com usinas de terceiros (como UTES WILLIAM ARJONA e ARAUCÁRIA) foram isonômicos, refletindo o mesmo critério técnico e comercial para precificação do gás natural (SEI 1289705, p. 3, 11-12). A empresa contextualiza o período de crise hídrica apresentando as medidas institucionais implementadas. É apresentado um balanço de fornecimento de gás da PETROBRAS na malha interligada por gasodutos no mês de outubro de 2021 – tido como representativo do cenário termoelétrico em crise hídrica. Em apertada síntese, a empresa argumenta que as ofertas de gás natural da PETROBRAS oriundas de produção nacional e da Bolívia responderam a 66% de toda a demanda suprida pela PETROBRAS naquele mês, tendo os demais compromissos contratuais em vigor sido atendidos por meio da importação de GNL. A capacidade remanescente de importação de GNL foi então utilizada para viabilizar o atendimento das UTEs merchant, nos termos do esquemático que segue. Figura 12 - Balanço de gás natural da PETROBRAS na malha interligada de gasodutos (em MMm³/d) no mês. Fonte: SEI 1289708. Elaboração:

PETROBRAS Nestes termos a PETROBRAS argumenta que o despacho térmico das usinas merchant necessariamente acarreta importação adicional de GNL. A empresa sustenta que o custo de suprimento destas usinas está diretamente associado à disponibilidade de gás natural viabilizado ao mercado brasileiro via importação de GNL. Sobre este custo de suprimento, a PETROBRAS pondera que o custo do GNL entregue no Brasil (antes da entrada no sistema de transporte) é resultado da combinação de diversas parcelas, dentre as quais destacam-se: preço spot das cargas de GNL, margem de comercialização, custo da volatilidade e risco na formação de preço da carga, recolhimento de taxas e tributos e custos com regaseificação e estocagem. O preço spot das cargas de GNL é a principal parcela de custo dentre as elencadas acima, sendo fortemente influenciado pela conjuntura dos dois maiores mercados globais de gás natural, Ásia e Europa. De modo geral, o TTF (principal referência de preço de gás spot na Europa) e o JKM (Japan Korea Marker, principal referência de preço de GNL spot na Ásia) representam, para um supridor de GNL, sua oportunidade de venda. Assim, segundo a PETROBRAS, para atrair uma carga spot para o Brasil, é necessário que o comprador equipare estes valores, com pequenas variações de prêmios ou descontos a depender da conjuntura de mercado. Argumenta, portanto, que o custo do GNL percebido pela PETROBRAS está atrelado a estes marcadores.

A empresa apresenta a tabela de preços com a evolução dos preços da molécula praticados com diferentes agentes, os quais se alinham aos preços internacionais de referência (TTF e JKM). A PETROBRAS pontua que as usinas merchant, por não possuírem contratos de venda de energia elétrica, destinam toda a sua produção de energia ao mercado de curto prazo (spot), ou seja, estas UTEs percebem as condições de curto prazo tanto em relação ao suprimento de combustível, quanto em relação ao mercado de eletricidade. Pelo mesmo motivo, as UTEs merchant não possuem receitas fixas e, usualmente, não conseguem sustentar economicamente contratos de suprimento de gás com entrega garantida (modalidade firme), pois estes requerem reserva de infraestrutura de transporte dutoviário, regaseificação e estoque com remuneração fixa correspondente (não apenas nos momentos de despacho). Estes agentes normalmente atuam sob a modalidade interruptível de suprimento de gás com vistas a compatibilizar os fluxos de receitas (oriunda do despacho) e custos da usina, viabilizando a operação em bases sustentáveis nesses períodos, visto que a compradora possui a prerrogativa de solicitar gás natural somente quando houver despacho da usina por seu interesse.

A partir do entendimento que as UTEs merchant são supridas prioritariamente a partir de lastro de GNL, a PETROBRAS argumenta que atuou ao longo de 2021 no mercado internacional para adquirir cargas de forma a viabilizar a geração de energia elétrica por essas usinas e contribuir para a superação da crise hídrica verificada naquele ano. A empresa apresenta mapeamento das referências da Argus e da Platts para cargas de GNL spot no Brasil em comparação com os indicadores globais de GNL (TTF e JKM) e de petróleo (Brent). Os dados demonstram no período de análise correlação entre o custo do GNL trazido ao país e os marcadores internacionais TTF e JKM. A PETROBRAS apresenta ponderações sobre o comportamento atípico do GNL no período de análise. As principais causas apontadas foram (i) retomada econômica global pós-Covid; (ii) paradas não programadas em plantas de liquefação (iii) Tensões geopolíticas envolvendo a Rússia. Neste contexto, é apresentado que, a partir de agosto/2021, o valor do GNL superou de forma significativa o petróleo Brent, o que explica valores observados de CVU das UTEs merchant atendidas com GNL superiores aos das usinas a diesel nesse período. Este pode ter sido o motivo da UTE ARJONA ter optado pela operação a diesel, tendo em vista que a usina é bicombustível e que o custo do GNL havia superado o do óleo diesel. A PETROBRAS argumenta que a cotação internacional do GNL atingiu valores sem precedentes.

O aumento da cotação internacional do GNL foi acompanhado por um aumento da demanda nacional por gás natural em função da crise hídrica. A empresa reitera que o suprimento de gás dos contratos de fornecimento de curto prazo (modalidade interruptível) para usinas merchant foi viabilizado por meio da celebração de aditivos contratuais para adequação do preço do gás à realidade do mercado, ao passo que a PETROBRAS atuou, na mesma direção, para ajustar os CVUs das usinas merchant de seu próprio portfólio. A PETROBRAS informa que, diante da volatilidade do custo do GNL, celebrou aditivos contratuais com as usinas merchant para permitir o fornecimento interruptível, com preço refletindo os custos reais do suprimento (p. 11). Paralelamente, pleiteou à ANEEL a revisão dos CVUs das usinas de seu portfólio, como a UTE Nova Piratininga, para refletir esses mesmos custos (Tabela 3, p. 13-14), com decisões favoráveis da Agência (p. 14). A empresa argumenta que os sucessivos reajustes seguiram as flutuações dos parâmetros internacionais. Neste sentido, a PETROBRAS apresenta o histórico dos preços da molécula praticado nos contratos interruptíveis com as UTEs merchant de terceiros em contraste com as cotações internacionais do TTF e JKM no segundo semestre de 2021. Figura 13 - Parcela de molécula praticada pela PETROBRAS para usinas merchant e cotações do JKM e TTF Fonte: 1289708 Elaboração:

PETROBRAS Neste exercício, a PETROBRAS apresenta uma tabela com comparação entre a UTE ARJONA, UTE ARAUCARIA e UTE CUIABA argumentando ter praticado condições comerciais isonômicas relacionadas à parcela da molécula a todos os agentes geradores de usinas merchant que estabeleceram contrato de fornecimento com a PETROBRAS no período. A empresa informa ainda que transcorrido alguns meses dos sucessivos pedidos de revisão do CVU das usinas merchant, a ANEEL instaurou a Consulta Pública nº 038/2022, à luz da qual foi publicada pela Agência uma minuta de normativo para estabelecer critérios e procedimentos para aprovação de CVU associado à geração de usinas merchant, de forma a padronizar e disciplinar a matéria. Segundo a PETROBRAS, a proposta de texto acolhe o pleito dos agentes de indexar o custo do combustível que, entre outras parcelas, compõe o CVU, a marcadores utilizados no mercado global de GNL, tais como JKM e TTF, os mesmos utilizados pela PETROBRAS. No contexto do debate sobre esta regulação, a PETROBRAS informa ainda que, em 2021, havia três usinas da PETROBRAS (UTES TERMOBAHIA, VALE DO AÇU E IBIRITÉ) que, apesar de atuarem no ACR, também estavam indexadas ao marcador de GNL JKM. A PETROBRAS apresenta em sua manifestação a trajetória dos valores do CVU dessas usinas ao longo do ano de 2021. Por meio deste exercício a empresa aponta que essas usinas também tiveram elevações diretamente associada à evolução do valor médio do JKM do mês anterior.

Nestes termos, a PETROBRAS, argumenta que o extraordinário aumento do CVU das usinas que ensejaram a presente investigação não decorre de discriminação abusiva no suprimento de gás para usinas merchant, mas do vínculo com o custo do GNL, o qual mostrou-se anômalo naquele período, e afetou também as usinas que comercializaram energia no ACR através de leilões de energia e possuem preço regulado (CVU), conforme as regras vigentes de mercado e da regulação do setor elétrico. ANÁLISE A análise concorrencial de condutas parte de dois elementos preliminares: a delimitação dos mercados relevantes (em sua dimensão produto e geográfico) e a verificação da existência de poder de mercado por parte do agente investigado. Estabelecidos esses pressupostos, procede-se à avaliação da conduta imputada, com o objetivo de identificar se houve, de fato, prejuízo à concorrência ou aos consumidores no contexto analisado. Definição do mercado relevante para fins desta análise concorrencial A definição de mercado relevante pelo CADE tem finalidade distinta daquela utilizada por reguladores setoriais. Enquanto o regulador segmenta mercados para fins de outorga, tarifação, padrões técnicos e fiscalização, a autoridade antitruste busca identificar a substituibilidade entre produtos ou serviços e avaliar a possibilidade de exercício de poder de mercado.

Assim, o CADE pode agrupar bens ou serviços substituíveis sob a ótica da demanda ou da oferta, ao passo que a segmentação regulatória tende a ser mais granular, orientada pela função do serviço, pela tecnologia e pela organização técnica do setor. Essas diferenças de finalidade explicam eventuais divergências nas delimitações adotadas, a despeito do uso comum do termo “mercado”. A definição de mercado relevante também varia entre análises de atos de concentração e análises de conduta anticompetitivas. Trata-se de distinções que decorrem do propósito analítico: nas análises de atos de concentração, busca-se antecipar impactos estruturais. A análise é prospectiva e exige fronteiras claras para mensurar participações, níveis de concentração e possíveis efeitos sobre a rivalidade. Em condutas, a abordagem é retrospectiva e busca identificar o espaço competitivo em que a prática ocorreu, admitindo delimitação mais flexível quando há evidências diretas de efeitos anticompetitivos. Nesta análise a conduta específica sob escrutínio envolve a relação entre dois mercados: fornecimento de gás natural (mercado de insumos) supostamente afetando o mercado de geração de energia elétrica (mercado afetado). No tocante ao fornecimento de gás natural, a dimensão produto abrange o gás e o biometano canalizado, o GNL regaseificado, GNC (após descompressão).

Embora os modais de transporte (canalizado, liquefeito e comprimido) apresentem diferenças relevantes de logística, infraestrutura, custo e flexibilidade, o bem econômico entregue ao usuário final permanece essencialmente o mesmo: a molécula de gás que atende as especificações da ANP. As distintas rotas de suprimento afetam custos marginais de entrega, prazos de contratação e conveniência operacional, mas não alteram a natureza substituível do produto. Assim, a escolha entre gasoduto, GNL ou GNC decorre de avaliação econômica e operacional do agente supridor ou consumidor, que pondera custos, disponibilidade, localização, escala, riscos e restrições técnicas próprias de cada alternativa. Nessa perspectiva, os diferentes modais configuram vias de acesso a um mesmo produto final, justificando sua análise conjunta dentro de um mercado relevante único. Note ainda que a demanda de gás natural por UTEs insere-se em um mercado mais amplo no qual diversos segmentos — industrial, automotivo, residencial, comercial, refino e geração elétrica — competem pela molécula de gás natural. A concorrência ocorre sobre um produto homogêneo cuja padronização elimina diferenciação relevante por uso final. A Nova Lei do Gás e o seu decreto regulamentador asseguram acesso não discriminatório às infraestruturas essenciais e estimulam a atuação de comercializadores capazes de arbitrar preços e redirecionar volumes entre consumidores com diferentes graus de elasticidade de demanda.

Nesse contexto, o fornecimento às UTEs integra o mercado único da molécula, no qual a disputa ocorre por preço, disponibilidade e flexibilidade, envolvendo todos os agentes demandantes. Quanto à dimensão geográfica do mercado do fornecimento de gás considera-se inicialmente a dinâmica nacional, dado que a concorrência pela molécula ocorre em âmbito amplo, envolvendo produtores, importadores, comercializadores e agentes capazes de redirecionar volumes ao longo da malha. A padronização técnica do produto e o acesso não discriminatório à infraestrutura respaldam esta abrangência. Ressalva-se que em análises específicas, o grau efetivo de rivalidade pode variar em função de restrições físicas — como limitações de transporte, gargalos regionais, disponibilidade de gasodutos e pontos de importação — que condicionam a substituição entre fontes e rotas de suprimento em determinadas regiões. Não obstante, no caso concreto, adota-se a dimensão nacional. Considerando a inequívoca capacidade de operação em âmbito nacional, a escolha metodológica mais abrangente é suficiente para evidenciar o espaço competitivo em que a suposta infração teria ocorrido. Com relação ao mercado de geração centralizada de energia elétrica, os julgados precedentes do CADE adotam como dimensão produto (i) de forma mais ampla, considerando o mercado de geração de energia como um todo, sem segmentá-lo por matriz energética;

e (ii) de forma mais conservadora, segmentando o mercado de acordo com a matriz energética (hidrelétrica, térmica, eólica e solar). [52] No presente caso, por avaliar uma conduta específica, restringe-se à geração de energia elétrica por fonte termelétrica. Essa opção metodológica é evidentemente mais restritiva do que a geração centralizada considerando todas as fontes. Trata-se, por óbvio, de definição que cabe ressalvas: a segmentação estrita por fonte pode ignorar o fato de que decisões de despacho são centralizadas e tecnicamente condicionadas, não sendo suficiente para capturar a efetiva dinâmica concorrencial entre os distintos agentes geradores. Não obstante os leilões de energia serem específicos por tecnologia, a efetiva rivalidade entre térmicas e outras fontes despacháveis – como hidrelétricas com reservatório ou usinas a biomassa – pode ser maior do que a sugerida por um recorte exclusivamente tecnológico. Por outro lado, parcela relevante das térmicas atua em produtos distintos, como potência, energia de reserva, confiabilidade local ou serviços ancilares, o que afeta o grau de substituição com outras tecnologias. Ao cabo, entende-se que para compreender a concorrência entre distintas tecnologias de geração, é necessária análise por nó ou zona elétrica, pois substituição, valor econômico e poder de mercado dependem do ponto da rede onde cada tecnologia atua. Competição tecnológica no setor elétrico é estruturalmente local, não sistêmica.

Contudo, para fins da presente análise a observação do segmento termelétrico é suficiente para avaliação dos efeitos concorrenciais da prática sob escrutínio. Isto porque a conduta necessariamente se circunscreve à relação entre gás natural e energia. Assim sendo, na presente análise, julga-se suficiente para caracterizar a prática observar apenas as relações entre o fornecedor de gás natural e as usinas que geram energia a partir do gás natural. Com relação a dimensão geográfica do mercado de geração centralizada, o CADE já analisou o mercado de geração de energia elétrica sob dois cenários, a saber: (i) nacional, compreendendo todos os subsistemas regionais que compõem o SIN[53]; ou (ii) regional, por subsistema, de acordo com a classificação adotada pelo ONS: (a) Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; (b) Subsistema Sul; (c) Subsistema Nordeste; e (d) Subsistema Norte.[54] Conforme já argumentando nesta análise, entende-se que a determinação da dimensão geográfica pode se revelar ainda mais desafiadora que a divisão por regiões. Isto porque, a definição do mercado geográfico depende, fundamentalmente, do reconhecimento de restrições nas linhas de transmissão. Estas, durante o funcionamento do sistema, apresentam restrições que podem fazer com que, a cada momento do dia, diferentes regiões do sistema possam ser consideradas momentaneamente isoladas de outras, pela impossibilidade de intercâmbio de energia entre as mesmas.

De igual forma, tecnologias específicas podem não estar no mesmo âmbito de competição por exigência técnica circunstancial. Isto é, em que pese haver uma multiplicidade de agentes geradores em tese concorrendo pela geração de energia, vislumbra-se que as necessidades operacionais conformam espaços concorrenciais que restringem a livre atuação dos agentes e que este espaço pode não ser conformado pelo que se conveniou a chamar de subsistema. Trata-se, contudo, de debate que extrapola ao escopo da presente análise. Aqui se observa a hipótese específica de a empresa PETROBRAS conseguir alavancar sua atuação como geradora de energia elétrica a partir de sua posição no fornecimento de gás natural. Sendo assim, o cenário mais amplo do ponto de vista geográfico – que considera todo o parque nacional de termelétricas – se mostra suficiente para permitir debater o efeito da suposta prática.[55] Portanto, nos termos explicitados na presente seção, adota-se para a análise das práticas sob escrutínio no âmbito deste IA dois mercados: (i) fornecimento de gás natural (ii) geração de energia elétrica por usinas térmicas, nos termos sintetizados no quadro que segue: Fornecimento de gás natural ou equivalente[56] Dimensão Produto: Gás natural ou gás equivalente, proveniente de produção nacional, importação dutoviária, importação GNL. Geográfica: Nacional Proxies market share: Variável:

Volume físico comercializado (gás fornecido) em milhões de metro cúbicos-dia ou metros cúbicos- ano (MMm3/dia, m3/ano) Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis da ANP ou Boletim Mensal Acompanhamento da Indústria de Gás Natural do Ministério de Minas e Energia Geração centralizada de energia elétrica por usinas térmicas Dimensão Produto: Energia elétrica gerada em usinas termelétricas Geográfica: Nacional (contemplando todos os Subsistemas do SIN) Proxies market share: Variável: Potência fiscalizada/outorgada em Megawatt (MW) Fonte: Sistema de Informações de Geração da Agência Reguladora de Energia Elétrica - ANEEL (SIGA) Elaboração: CGAA4/SG/CADE. Avaliação sobre posição dominante Fornecimento de Gás Natural (mercado insumos) A origem do gás natural para qualquer agente fornecedor é proveniente de três fontes: produção, compra[57] ou importação. Em 2023, a empresa foi responsável por aproximadamente 64% da produção nacional de gás natural, tem relevante papel tanto na compra de terceiros quanto na importação (Gasbol e GNL), conforme dados da ANP apresentados no quadro que segue.

Além disso, a PETROBRAS mantém controle significativo sobre a infraestrutura de transporte e processamento de gás, o que lhe confere uma posição estratégica no mercado.[58] Quadro 3 – Posição dominante PETROBRAS – Fornecimento de Gás natural Dimensão Participação PETROBRAS Produção doméstica PETROBRAS respondeu por aproximadamente 64,3% da produção nacional (óleo+gás) em mar/2024; Gás total do país em 2024: 153,2 MM m³/d. Compra de terceiros Contratos de compra com 12 produtores/comercializadores; PETROBRAS comprou 53,8 MM m³ de gás da União em 2024 (PPSA). Importação – Bolívia (Gasbol) PETROBRAS maior carregador do Gasbol; alocação de entrada em Corumbá caiu de 14 para 12 MM m³/d em 2024; Novos privados passaram a importar (ex.: MGás ~0,6 MM m³/d em abr/2024).[59] Importação – GNL PETROBRAS respondeu por aproximadamente 84,9% do GNL importado em 2024. Oferta total importada em 2024: 22,06 MM m³/d.[60] Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás - MME. Elaboração: CGAA4/SG/CADE Ao cabo, não obstante a redução de participação recente no fornecimento e o reconhecido movimento de abertura do mercado de gás natural, para fins desta análise há evidência consistente que a PETROBRAS ainda reúne participação com base no volume de gás produzido e comercializado que se presume posição dominante. Conclui-se, portanto, que há condição necessária para caracterização de poder de mercado no upstream.

Geração de Energia Elétrica (mercado afetado) A oferta de energia elétrica no Sistema Elétrico Brasileiro é ancorada na geração centralizada por múltiplas fontes e totalizava aproximadamente 212.965,5 MW de potência fiscalizada, segundo a ANEEL[61]. Especificamente o parque termelétrico brasileiro é estimado, em 2025, em cerca de 47,07 GW de potência instalada, algo como 22,8% da potência total do sistema elétrico nacional. No mercado de geração elétrica, a PETROBRAS possui diversas usinas termoelétricas a gás natural em operação com destaque para: TermoCeará (220 MW); TermoBahia (186 MW); Termomacaé (923 MW); TermoRio (1.058 MW); Nova Piratininga (368 MW); Seropédica (530 MW); Canoas (249 MW); Ibirité (226 MW); Juiz de Fora (87 MW); Três Lagoas (386 MW); Vale do Açu (323 MW). Em 2022, a empresa detinha uma capacidade instalada de geração elétrica aproximadamente 5,7 GW[62]. Com isso, em base de potência instalada, as usinas termelétricas da PETROBRAS representam aproximadamente 12% da capacidade termelétrica do país (5.578,5 MW / 47.070 MW ≈ 11,9%).[63] O Guia H sugere que uma participação de mercado superior a 20% pode indicar poder de mercado significativo. Assim, para fins da presente análise, considerando a definição de mercado adotada, conclui-se pela inexistência de posição dominante no elo downstream.

Dentro da metodologia aqui proposta, em um cenário que observa apenas a geração de energia elétrica por UTE termoelétrica, a PETROBRAS não possui condição necessária para caracterização de poder de mercado. Na prática, pode-se concluir que – em face da ausência de poder de mercado – as eventuais práticas das UTEs da PETROBRAS não possuem o condão de impactar a concorrência diretamente na geração energia elétrica por usinas térmicas. O mercado, contudo, remanesce sob o escopo da presente análise, pois aqui se investiga a hipótese de a PETROBRAS alavancar sua atuação na geração a partir do poder dominante no mercado “insumos”, conforme será detalhado no próxima seção. Avaliação sobre a prática de DISCRIMINAÇÃO ANTICOMPETITIVA Sob a perspectiva do sistema de defesa da concorrência, cumpre observar que discriminação de preços ou de condições de contratação não são, necessariamente, ilícitos antitrustes. Com efeito, diferenciações nas condições de oferta correspondem ocorrem de forma corriqueira em distintos mercados, motivados por várias razões de ordem prática e econômica, sendo, na maioria das vezes, conduta legítima.[64] É o caso, da discriminação de preços ou condições de contratação em razão de níveis muito díspares de consumo que resultem em economias de escala para o fornecedor. É mais eficiente cobrar menos de consumidoras que contratam volumes maiores.

Outro exemplo ocorre quando o custo marginal de fornecimento de um serviço aumenta significativamente em certos intervalos de tempo, como em períodos de pico, fazendo com que a cobrança de preços diferenciados constitua prática eficiente. Pode haver, portanto, racionalidade econômica legítima para a discriminação. Em sentido oposto, a discriminação de preços ou de condições de contratação pode ser ilícito concorrencial quando a fornecedora utiliza seu poder de mercado para fixar preços ou condições diferentes para o mesmo produto ou serviço equivalente, discriminando-o entre compradoras, de forma a prejudicar a livre concorrência. Assim em uma avaliação sobre a caracterização da discriminação de preços como anticompetitiva há que se atentar para diversos fatores, como a contemporaneidade das diversas vendas, a similaridade dos produtos e serviços, a categoria de compradoras, a localização geográfica da entrega do produto e serviço, a quantidade adquirida e outros fatores que podem ser justificadores de diferenciação de preços. Mister, portanto, estabelecer bases efetivamente comparáveis para avaliar se a discriminação é lastreada em racionalidade econômica legítima ou abusiva. No mercado em análise, para se investigar a hipótese de discriminação no fornecimento de gás natural é preciso observar a condição do serviço de fornecimento pactuado, independente do nome dados ao instrumento contratual.

Neste sentido, a análise de discriminação deve identificar fornecimentos que tenham ocorrido em uma mesma janela temporal e para o mesmo “bundle” (molécula + serviços). É preciso aferir a equivalência técnica (especificação ANP, PCS, pressão, ponto de entrega), alinhar a modalidade contratual (firme com firme; interruptível com interruptível), considerar estrutura de quantidade e flexibilidade (take-or-pay/ship-or-pay, modulação), localização e tarifas de transporte, perfil da compradora (UTE merchant/regulada ou indústria) e fonte/risco de suprimento (gás doméstico ou GNL) para ao cabo constatar se de fato houve “discriminação”. Uma vez constatada, para que a discriminação de preços ou de condições contratuais se configure ilícito antitruste, é necessário que: (i) o agente econômico discriminador possua posição dominante no mercado relevante de origem; (ii) haja prejuízo, ainda que potencial, à livre concorrência; e, (iii) não existam justificativas objetivas para a prática que demonstrem racionalidade econômica legítima para discriminação. No caso em tela, assumindo como dado a diferenciação de preço às térmicas especificadas, passa-se ao escrutínio do caso concreto à luz dos mencionados requisitos. Posição dominante no mercado relevante de origem (fornecimento de gás natural) A conduta em apuração envolve o mercado de fornecimento de gás natural à montante e o mercado de geração de energia elétrica à jusante.

Nesse contexto, a seção precedente versou sobre a dominância da PETROBRAS no mercado de fornecimento de gás natural. Incontroverso, portanto, a presença do requisito relacionado à posição dominante. Não há dominância da PETROBRAS no mercado de geração de energia elétrica. Contudo, aqui se analisa a hipótese de discriminação a partir do fornecimento. Assim, a posição dominante que é requisito para o escrutínio da prática sob análise é no mercado de “origem”. Isto é, a partir da dominância no fornecimento de gás natural, a PETROBRAS obteria vantagem no mercado de geração de energia. Dano concorrencial, ainda que potencial Preliminarmente, insta reiterar que, no Brasil, o mercado de geração de energia elétrica é bastante pulverizado, contando com 24 mil usinas, que totalizam 212,956 GW de potência instalada, de acordo com dados da ANEEL.[65] O sistema de geração conta com distintas tecnologias que possuem atributos complementares. Por exemplo: UTEs a gás natural contribuem com a produção de energia elétrica de forma previsível enquanto usinas solares e eólicas contribuem de forma intermitente. Ambos os agentes, apesar de regidos por lógicas distintas, injetam a energia produzida no SIN. Como visto, a unidade do mercado é reforçada pelo despacho centralizado no SIN. O ONS coordena a operação com base em níveis de reservatórios, cenários hidrológicos, custos e restrições de rede, conforme Procedimentos de Rede[66].

Nessa arquitetura, a decisão sobre quais usinas serão efetivamente despachadas não se encontra na esfera de controle de cada agente gerador individualmente, mas sim na gestão centralizada do ONS. Assim sendo, a imposição de restrições no fornecimento de gás natural a uma unidade termoelétrica específica, em especial uma UTE Merchant, não garante que a energia gerada por esta usina será substituída, no despacho, por geração oriunda de uma usina verticalizada com a PETROBRAS. Trata-se, de elemento que será retomado na próxima seção que versa sobre a racionalidade da discriminação no fornecimento. Por ora, contudo limita-se a ponderar se um eventual abuso no fornecimento teria o condão de distorcer o ambiente competitivo das UTEs. Neste sentido, entende-se que no SIN, o preço spot que remunera a energia gerada não é escolhido pelas usinas. Em situações normais, o ONS despacha por ordem de mérito com base no Custo Marginal de Operação (CMO) e a CCEE liquida diferenças ao PLD, com tetos e piso estabelecidos por regulamento. Assim, considerando o universo de térmicas não contratadas, a rivalidade no mercado se materializa na disputa pela priorização da autorização de despacho pelo ONS. Como visto, esta priorização ocorre sobretudo com base no custo variável (CVU), na disponibilidade e na flexibilidade. Assim sendo, é razoável pressupor que se o fornecedor de gás discrimina abusivamente preço ou condições (prazos, firmeza, indexadores) há alteração do CVU relativo das UTEs a gás.

Isso rebaixa algumas UTEs na ordem de mérito, reduz as horas de despacho destas UTES e aumenta a probabilidade de despacho de rivais com custos artificialmente mais baixos. Por este prisma, o contrato de fornecimento seria um canal típico de “elevação de custos de rivais” e de fechamento de insumo à montante. O foco aqui não é o dano privado à UTE supostamente discriminada, mas o entendimento que o uso abusivo dos instrumentos de fornecimento de gás natural de forma sistemática, poderia distorcer a rivalidade no mercado relevante. Haveria, nessa hipótese, um dano à concorrência. O efeito concorrencial também se manifestaria nos despachos fora da ordem de mérito (DFOM). Nessas situações, o CNPE determina o acionamento de usinas por necessidade sistêmica, mas o insumo — no caso, o gás natural — permaneceria relevante para a lógica de acionamento. O CVU deve ser justificável perante à regulação e os custos das UTEs acionadas são posteriormente remunerados pelo sistema. Mesmo em DFOM, quando há mais de uma UTE disponível, aquela com menor custo declarado tende a ser priorizada. Assim, práticas discriminatórias no fornecimento de gás que elevem artificialmente o CVU de determinadas térmicas podem alterar sua posição relativa e, portanto, afetar a seleção competitiva entre usinas, ainda que fora da ordem de mérito.

Ao cabo, mesmo no DFOM, os custos das usinas que efetivamente geraram energia são rateados entre todos os consumidores por meio de encargos, de modo que aumentos discriminatórios de CVU têm efeitos distributivos além dos concorrenciais. Se o fornecimento de gás a determinadas térmicas ocorre em condições mais onerosas, o sistema como um todo absorve esse acréscimo de custo, gerando transferência de renda do conjunto dos consumidores para o fornecedor de gás natural. Assim, além de distorcer a rivalidade entre geradoras, a discriminação no insumo altera a alocação de custos no sistema e amplifica seus efeitos econômicos no DFOM. Do ponto de vista jurídico-concorrencial, a Lei 12.529/2011 confere ao CADE tutela sobre a concorrência e não a proteção de competidores individuais. Neste sentido, aqui não se discute eventuais danos à UTEs específicas decorrentes das condições de fornecimento. Em sentido oposto, nesta seção se conclui que a discriminação de insumo por agente com poder de mercado, pode configurar conduta com potencial de limitar ou falsear a concorrência por aumento do custo de rivais. A pulverização de UTEs não elimina esse risco se o poder de mercado se materializa no provimento de insumo essencial a diversos agentes (gás natural).

Entende-se, dessa forma, que eventuais abusos no fornecimento de gás natural, caso materializados, têm o condão de gerar dano concorrencial se forem perpetrados por empresas com posição dominante e que atuem nos dois elos da cadeia – fornecimento de gás natural e geração termelétrica. Da racionalidade econômica Na presente seção são destacados os argumentos e informações obtidos em sede de instrução que estão relacionados a condições de fornecimento de gás natural, durante o período de análise. Preliminarmente, reitera-se que a constatação de diferentes modalidades de contratação de fornecimento de gás natural não caracteriza discriminação anticompetitiva. Ao se apurar hipótese de discriminação no caso concreto do mercado do fornecimento de gás natural, é necessário assegurar que há grupos de fornecimento comparáveis. Tal entendimento é evidenciado a partir da análise dos contratos apresentados pela PETROBRAS em SEI 0963489. A análise indica instrumentos contratuais com características distintas a depender da contratante: Contratos PPT (anos 2000) – suprimento firme, longo prazo, prioridade na alocação de gás, intermediação pelas distribuidoras; caráter emergencial de política pública. Contratos Leilões 2007/2008 – contratos preferenciais, também firmes e prioritários, mas voltados à expansão do parque termelétrico no ACR; não emergenciais. Contratos Sistema Isolado (Cigás/Eletronorte) – fornecimento firme e regionalizado, específico para a região Norte fora do SIN;

baixa relevância concorrencial nacional. Contratos Usinas Merchant (interruptíveis) – contratos curtos e precários, sem garantia de fornecimento; expostos à incerteza de despacho e sujeitos a tratamento discriminatório. Na presente análise, em face da vinculação com as UTEs que tiveram seus CVUs aumentados durante a crise hídrica, enfocou-se a análise do fornecimento às usinas merchant. Isto é, na prática, o que se fez foi buscar uma comparação nas condições de fornecimentos entre usinas merchant independentes e também entre as vinculadas ao próprio grupo econômico da PETROBRAS. Quadro 4 – Contratos fornecimento gás pela PETROBRAS às USINAS MERCHANT Nome da Usina Vigência do Contrato Partes Signatárias Documentos e Data de Celebração Usina Elétrica a Gás de Araucária (UEGA) 01/02/2018 – 31/12/2018 Petrobras; UEG Araucária S.A.; Companhia Paranaense de Gás – Compagas (interveniente-participante) Contrato Interruptível – 31/01/2018 Usina Elétrica a Gás de Araucária (UEGA) 28/08/2019 – 31/12/2019 Petrobras; UEG Araucária S.A.; Companhia Paranaense de Gás – Compagas (interveniente-participante) Contrato Interruptível – 28/08/2019 Usina Elétrica a Gás de Araucária (UEGA) 01/01/2020 – 20/02/2020 Petrobras; UEG Araucária S.A. Contrato Interruptível – 27/12/2019 Usina Elétrica a Gás de Araucária (UEGA) 21/02/2020 – 31/12/2020 Petrobras; UEG Araucária S.A. Contrato Interruptível – 14/02/2020; Aditivo nº 1 – 21/08/2020;

Contrato Interruptível – 15/12/2020 Usina Elétrica a Gás de Araucária (UEGA) 01/01/2021 – 31/12/2021 Petrobras; UEG Araucária S.A. Contrato Interruptível – 12/01/2021; Aditivo nº 2 – 25/02/2021; Aditivo nº 3 – 05/02/2021; Aditivo nº 4 – 31/05/2021; Aditivo nº 5 – 29/06/2021; Aditivo nº 6 – 28/07/2021; Aditivo nº 7 – 19/08/2021; Aditivo nº 8 – 16/09/2021 William Arjona 01/06/2021 – 31/07/2021 Petrobras; Delta Geração de Energia – Investimentos e Participações LTDA Contrato Interruptível – 26/05/2021; Aditivo nº 1 – 29/06/2021; Aditivo nº 2 – 30/07/2021 William Arjona 01/08/2021 – 31/08/2021 Petrobras; Delta Geração de Energia – Investimentos e Participações LTDA Contrato Interruptível – 30/07/2021; Aditivo nº 1 – 18/08/2021 Mário Covas (UTE Cuiabá) 14/11/2019 – 31/12/2019 Petrobras; Mário Covas Energia LTDA; AMBAR Contrato Interruptível – 14/11/2019 Mário Covas (UTE Cuiabá) 01/01/2020 – 31/12/2020 Petrobras; Mário Covas Energia LTDA; AMBAR Contrato Interruptível – 01/12/2019 Fonte: SEI 0963493. Elaboração: PETROBRAS Neste sentido, a PETROBRAS argumenta que a geração termoelétrica por usinas merchant, no período analisado (outubro 2020 a outubro 2021), foi viabilizada por meio de importação de GNL. Em síntese, como relatado na presente análise, a empresa afirma que a demanda “adicional” decorrente da crise hídrica, foi atendida por usinas merchant.

Considerando o quantitativo demandado em função da crise hídrica e a oferta disponibilizada pela PETROBRAS, restou evidenciado que a geração “extraordinária” teria sido lastreada a partir da mobilização da estrutura de importação de GNL. Cabe reiterar que no caso das UTEs que geram energia elétrica a partir de gás natural, há o envolvimento de duas indústrias que se relacionam, mas que compõe mercados distintos e autônomos. Isto é, gás natural não é “etapa” exclusiva da indústria de geração de energia. Gás natural é insumo vendido a múltiplos usos (indústria, refino, produção de fertilizantes, veículos, geração térmica). Como consequência, cada agente demandante, por estar inserido em dinâmicas competitivas próprias, compete pelo gás natural junto à fornecedores, estabelecendo diferentes regimes de fornecimento e condições contratuais. Trata-se de relevante premissa de entendimento aplicável ao caso concreto em análise: as condições de demanda de gás natural não estão exclusivamente condicionadas aos agentes demandantes atuantes no mercado de geração de energia elétrica. Há outros agentes que, apesar de não atuarem na produção de geração de energia elétrica, disputam o insumo com os agentes que demandam o gás para geração de energia elétrica. Houve, no período de análise, um aumento de demanda específico pelas usinas térmicas. Tal aumento, entretanto, não foi acompanhado por um aumento na produção. A alegação de viabilização de atendimento via GNL é crível.

A informação sobre a atipicidade do período é consistente com o monitoramento setorial pelo MME, conforme os esquemáticos colacionados a seguir. Figura 14 – Consumo térmico de gás natural. Fonte e Elaboração: MME – Boletim de Acompanhamento Em conjunto, os dados apontam que no período durante a escassez hídrica 2021-2022 houve recordes de demanda de gás natural pelo segmento termoelétrico. Esta demanda foi sustentada pela importação de GNL. A análise dos dados disponibilizados pelo MME aponta que em 2021, o volume importado subiu cerca de 200%, com 104 operações registradas até 4 de novembro daquele ano, para atender despacho térmico. A PETROBRAS apresentou ao CADE os contratos de GNL do período e contextualiza as negociações nos termos apresentados na Síntese das Manifestações. Assim, reputa-se que a PETROBRAS logrou evidenciar a racionalidade de se condicionar o fornecimento às UTEs que operaram durante a crise hídrica às condições de internalização de GNL no território nacional. Ainda que o custo marginal de fornecimento do gás natural tenha aumentado significativamente no período em análise, a cobrança de preços diferenciado às usinas merchant tem aderência à lógica explicitada pela PETROBRAS e monitorada pelo órgão setorial. Ademais, não se identificou nas análises dos contratos apresentados que a empresa tenha se valido de uma estratégia de indexação e reajustes descoladas das condições de mercado no período de análise.

Insta observar que nos termos apresentados pela empresa e apurados na instrução, o aumento da demanda interna por gás natural decorrente principalmente das condições hidrológicas nacionais coincidiram com o aumento da demanda internacional por GNL, decorrente principalmente da retomada econômica global pós-Covid e das tensões geopolíticas envolvendo a Rússia[67]. Do ponto de vista dos agentes nacionais houve, portanto, um aumento de demanda pelo gás natural coincidente com um momento de pico na precificação do GNL. Como os contratos apresentados estavam indexados a marcadores internacionais, houve um aumento no valor da molécula para os agentes demandantes. Para avaliar se a PETROBRAS fez uso abusivo da cláusula de repactuação contratual no fornecimento de gás natural foi adotado como parâmetro central a verificação de eventuais assimetrias entre a liberdade de ajuste da fornecedora e as restrições impostas às contrapartes, à luz de preços, prazos e condições vigentes no mercado. Ajustes que resultam em elevação de preços ou restrições operacionais em contextos de custos estáveis ou decrescentes poderiam ser considerados indícios de comportamento estratégico potencialmente abusivo. Contudo, o que se obteve em sede de instrução foi que a piora das condições de fornecimento ao mercado interno – notadamente relacionadas aos custos da molécula – apresentaram forte correlação com a valorização do GNL no mercado internacional.

Isto é, a repactuação se deu em um contexto de custo altamente volátil. Na prática, a PETROBRAS demonstrou correlação entre os valores da parcela de molécula praticados pela PETROBRAS e os marcadores internacionais TTF e JKM, restando evidenciada a racionalidade dos sucessivos reajustes no preço do gás do ponto de vista da PETROBRAS. Em síntese, as revisões nas parcelas de molécula para suprimento pela PETROBRAS de usinas merchant refletiram os valores de mercado da conjuntura, fortemente impactada por questões geopolíticas que resultaram em picos inéditos de preços. Por este prisma, as adequações no preço do gás pactuadas entre a PETROBRAS e os agentes geradores de energia termelétrica por meio da celebração de aditivos contratuais aos contratos interruptíveis visaram estabelecer novo equilíbrio econômico entre as partes, aderente à movimentação do GNL. Insta observar que os contratos apresentados são todos na modalidade interruptível. Como visto na introdução da presente análise, poder-se-ia esperar que o fornecimento de gás natural à UTEs mechants ocorressem por meio de contratos spots. Contudo, UTEs merchant não são obrigadas por força regulatória a contratar “spot”. O escrutínio aqui realizado leva a aventar que a celebração de sucessivos aditivos acabou por “emular” uma lógica de contratação/fornecimento não “contínua”. Isto é, carga-a-carga típica dos contratos spot. Extrapola o escopo desta análise ponderar sobre a adequação do instrumento.

Cabe, contudo, observar que no âmbito de um debate sobre discriminação, a PETROBRAS informa ainda que solicitou à ANEEL revisões de CVU para as usinas merchant do seu próprio portfólio usando o mesmo modo de precificação do gás ofertado a usinas merchant controladas por outros agentes. Trata-se de parâmetro relevante dado que normalmente é difícil a comparar as relações de fornecimento intragrupo. Contudo, como houve atualização junto a ANEEL, as usinas merchant tiveram seu CVU indexada ao valor de mercado do GNL (JKM), com reajustes semelhantes às usinas que não são do grupo PETROBRAS. Sob esse prisma, a despeito das sucessivas alterações contratuais, não houve uma distorção concorrência entre UTEs no âmbito do SIN. Do exposto, conclui-se que os argumentos apresentados pela PETROBRAS no âmbito da presente investigação indicam haver racionalidade econômica para a alegada variação das condições de fornecimento a usinas merchant durante o período de crise hídrica. Os argumentos apresentados pela PETROBRAS foram sustentados por dados quantitativos, referências regulatórias e comprovação de isonomia no tratamento comercial a diferentes agentes. A apresentação da variação de preços praticados, bem como da equivalência entre os preços aplicados a usinas próprias e a terceiros são consistentes com a tese de ausência de discriminação.

A justificativa da elevação dos preços pelo comportamento anômalo do mercado internacional de GNL encontra respaldo não só nas evidências apresentadas, como também em ampla documentação do setor energético à época. A atuação da empresa para ajustar contratos e valores de CVU conforme a regulação vigente e com tratamento similar ao aplicado por outros agentes (como as usinas do ACR com CVU atrelado ao JKM) reforça a coerência da estratégia adotada. Ademais, a documentação mostra que não houve recusa injustificada de fornecimento nem comportamento excludente, sendo inclusive demonstrada a atuação para ampliação da capacidade de importação de GNL a partir do terminal da Bahia (TRBA), compromissos assumidos no Termo de Compromisso de Cessação SEI 1402668 âmbito do 08700.003136/2019-12. CONCLUSÃO A conduta investigada no presente Inquérito Administrativo observou a hipótese de discriminação anticompetitiva no mercado de fornecimento de gás natural para usinas termelétricas. Contudo, as diligências realizadas por esta SG não foram capazes de identificar a materialização da prática com potenciais efeitos anticompetitivos nos mercados analisados. Assim, em virtude da não configuração da hipótese de conduta abusiva, decide-se pelo arquivamento do presente Inquérito Administrativo, nos termos dos arts. 13, IV, e 66 da Lei Federal nº 12.529/2011 c/c os arts. 141 e seguintes do Regimento Interno do CADE.

Vale ressaltar que o presente arquivamento não prejudica eventual investigação futura, diante da existência de novos indícios de infração à ordem econômica que venha a justificar 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. Ressalta-se ainda que, em caso de identificação, pelos órgãos reguladores supracitados, de que novas questões possam ensejar a ocorrência de infrações concorrenciais, este Conselho poderá ser acionado e proceder nova investigação. Recomenda-se, por fim, o encaminhamento da presente análise à ANEEL e à ANP, para ciência e acompanhamento. Registra-se, ainda, a disposição deste Conselho em manter cooperação institucional contínua, de forma a aprimorar o monitoramento conjunto e o intercâmbio de informações entre as agências. Referências: ^ “A realização de leilões de compra de energia com base em neutralidade tecnológica significa a ausência de determinação, por parte do planejamento centralizado, da fonte primária, da tecnologia ou do arranjo entre estas para o atendimento da demanda declarada pelas distribuidoras.” NOTA TÉCNICA Nº 83/2024/DPOG/SNTEP.

PROCESSO MME Nº 48360.000022/2024-92 ^ Indústria de rede é uma forma de organização industrial em que a produção e o consumo dependem de uma infraestrutura contínua e tecnicamente integrada. A característica central desta forma de organização é a presença de uma rede física ou lógica cujo desempenho para cada usuário depende do uso feito pelos demais. Isso gera interdependência, economias de escala, gargalos essenciais e necessidade de coordenação. Exemplos: energia elétrica, telecomunicações, gás natural, transporte ferroviário. ^ Ver Lei de Kirchhoff das Correntes e das Tensões. ^ A ANEEL é a agência reguladora responsável por normatizar, fiscalizar e regular a prestação dos serviços de energia elétrica no Brasil. Atua sobre geração, transmissão, distribuição e comercialização, definindo tarifas, padrões de qualidade, requisitos de acesso à rede e regras de modicidade tarifária. Também concede outorgas, aplica sanções e supervisiona contratos e investimentos vinculados ao serviço público. Ver: Lei 9.427/1996; Decreto 2.335/1997. ^ O Sistema Interligado Nacional é a rede elétrica integrada que conecta praticamente toda a geração, transmissão e distribuição de energia no país, operando como um único sistema sob coordenação centralizada do ONS. Sua malha de transmissão em alta tensão permite o intercâmbio regional de energia e a operação conjunta de usinas hidrelétricas, térmicas e renováveis, exigindo equilíbrio instantâneo entre oferta e demanda.

Essa integração amplia a confiabilidade, reduz capacidade redundante e consolida o setor elétrico como uma típica indústria de rede. ^ A ANP é a agência reguladora responsável por regular, fiscalizar e promover as atividades econômicas relacionadas ao petróleo, gás natural e biocombustíveis no Brasil. Atua sobre exploração, produção, refino, transporte, importação, exportação, distribuição e comercialização desses produtos, além de definir regras de acesso a infraestruturas essenciais, padrões de qualidade, segurança operacional e formação de estoques. Fonte: Lei 9.478/1997; Decreto 2.455/1998. ^ A ANM é agência responsável pela outorga, fiscalização e gestão do aproveitamento mineral no Brasil. A ANEEL regula a usina termelétrica em si, mas o insumo carvão é de competência da ANM. Lei 13.575/2017. ^ O CNEN é a autoridade nacional responsável por regular, fiscalizar e controlar o uso de materiais nucleares e radioativos no Brasil. Atua sobre pesquisa, produção, transporte, segurança, proteção radiológica e operação de instalações nucleares, incluindo usinas termelétricas nucleares. Lei 4.118/1962. ^ O transporte de gás canalizado é realizado por gasodutos de alta pressão que conectam pontos de entrada a áreas de consumo. Transportadores como TBG, NTS e TAG operam a malha; o carregador contrata capacidade no modelo de entrada-saída. ^ A distribuição de gás canalizado é serviço público de competência dos Estados, explorado diretamente ou mediante concessão, nos termos do art.

25, §2º, da Constituição. Há, portanto, agentes estaduais com monopólios legais para a distribuição de gás natural, como Comgás, Naturgy e Cegás. ^ ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO (2023): Especificação dos hidrocarbonetos do gás natural. https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/analise-de-impacto-regulatorio-air/arquivos/rair-gn-especificacao-hidrocarbonetos.pdf. Acessado em 09.10.2025. ^ O ONS é a instituição responsável pela coordenação e operação do Sistema Interligado Nacional. Administra o despacho da geração, o fluxo na transmissão, o balanço instantâneo entre carga e oferta e as condições de segurança elétrica. ^ GNL é gás natural liquefeito. É o metano resfriado a cerca de −162 °C à pressão atmosférica para virar líquido, reduzindo o volume em cerca de seiscentas vezes. Assim, em que pese insira um processo a mais em relação ao gás natural em estado gasoso, a liquefação torna o gás natural economicamente viável para transporte marítimo em navios metaneiros. O esquemático também apresenta GNL e o gás natural comprimido (“GNC”). Para os propósitos desta análise, ambos são compreendidos como formas físicas alternativas de armazenamento e transporte do gás natural, utilizadas conforme as condições logísticas e tecnológicas disponíveis. Sob a ótica do consumo, GNL e GNC são plenamente intercambiáveis com o gás natural canalizado, não havendo diferença funcional relevante quanto ao produto final entregue ao consumidor.

^ Cogeração é a produção simultânea, e de forma sequenciada, de energia elétrica e energia térmica útil (calor e/ou frio) a partir de um único combustível, recuperando calor que seria descartado em um sistema convencional. ^ BOLETIM MENSAL ACOMPANHAMENTO DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL – MME 12-boletim-de-acompanhamento-da-industria-de-gas-natural-dezembro-de-2024.pdf Acesso 09.10.2025. ^ Na data desta análise, a PETROBRAS possui 13 UTEs, totalizando 4,9 GW de capacidade instalada, o que a posiciona como o 6º maior agente de geração do país. SIGA - Sistema de Informações de Geração da ANEEL. https://www.gov.br/aneel/pt-br/centrais-de-conteudos/relatorios-e-indicadores/geracao ^ Ver REGULAÇÃO E CONCORRÊNCIA NO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA, REVISTA DIREITO DA CONCORRÊNCIA, ABRIL 2010 – AMANDA ATHAIDE: “O foco é na avaliação dos possíveis problemas antitruste gerados pelos recentes e crescentes investimentos da PETROBRAS em termelétricas. A partir disso será demonstrada a improbabilidade do exercício do market power dessa empresa no mercado nacional de geração de energia termelétrica graças às regras regulatórias existentes no setor.” ^ Ver exercício de mapeamento de compra de energia entre subsistemas: 08012.007852/2007-85. ^ Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2025 (ano-base 2024); MME. Acessado 09.10.2025. ^ Em tese, a energia elétrica poderia ser considerada um bem infinitamente divisível (e assim o é para consumidores finais).

Contudo, no mercado de atacado, os geradores fazem ofertas para uma determinada carga, que guarda relação com sua capacidade de geração, sendo que essa negociação ocorre ex-ante e não no momento do fornecimento. ^ O princípio da neutralidade tecnológica permanece íntegro porque os leilões por tipos de fontes não favorecem tecnologias por preferência política; segmentam tecnologias apenas quando diferenças estruturais tornam a competição direta inviável ou prejudicial à segurança energética. Isto é, há separação por fontes quando as tecnologias não são equivalentes em atributos, custos e riscos. ^ CAPEX é o gasto de investimento para adquirir, ampliar ou modernizar ativos fixos (usinas, dutos, equipamentos). OPEX gasto operacional recorrente para operar e manter esses ativos (combustível, pessoal, O&M). ^ Fator de capacidade é a razão entre a energia efetivamente gerada por uma usina térmica e a energia que ela poderia gerar se operasse continuamente a plena capacidade durante todo o período. ^ Lastro é a garantia de que um gerador possui capacidade firme para atender seus compromissos de entrega de energia. Representa a parcela da potência que a usina pode assegurar, de forma contínua ou com alta confiabilidade, independentemente de variações climáticas, hidrológicas ou operativas. No planejamento e na contratação, o lastro é usado para garantir adequação da oferta ao longo do tempo e evitar risco sistêmico de racionamento. É distinto da energia propriamente dita:

o lastro garante capacidade, enquanto a energia garante produção. ^ O mercado de curto prazo no SIN corresponde ao mecanismo de liquidação ex-post das diferenças entre energia contratada e energia efetivamente gerada ou consumida. ^ DEFESA DA CONCORRÊNCIA NO SETOR ELÉTRICO - Definição de mercado relevante no segmento de geração de energia - Paulo Leonardo Casagrande. IBRAC. ^ A DEFINIÇÃO DE MERCADO RELEVANTE DE GERAÇÃO DE ENERGIA SOB AS REGRAS DO NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO – Maria Novis. IBRAC. ^ DEFESA DA CONCORRÊNCIA NO SETOR ELÉTRICO - Definição de mercado relevante no segmento de geração de energia - Paulo Leonardo Casagrande. IBRAC ^ Definição segundo RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 843/2019. Trata-se de resolução vigente à época da instrução deste IA. No entanto, no momento da elaboração desta análise, o normativo da ANEEL foi sucedido integralmente pela RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 1032/2022, disponível em https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20221032.pdf. Acessado 09.10.2025. ^ Segundo a Empresa de Pesquisa Energética, o período de escassez hídrica no Brasil que demandou atendimento emergencial ocorreu entre outubro de 2020 e outubro de 2021. Este foi um intervalo excepcionalmente crítico, com vazões muito abaixo da média histórica, o que comprometeu fortemente os níveis dos reservatórios no SIN.

https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/secretaria-nacional-energia-eletrica/licoes-aprendidas-no-enfrentamento-da-situacao-de-escassez-hidrica-2020-2021/copy3_of_1.RelatriodeLiesAprendidas_VERSOFINAL.pdf Acessado 09.10.2025. ^ SEI 1020902. ^ Escolha de Tecnologias de Geração Elétrica: o Índice Custo Benefício e a Competitividade de Termelétricas a Gás Natural no Brasil. Dissertação de Mestrado. Romeiro, 2014. Instituto de Economia da UFRJ. ^ Uma usina termoelétrica de ciclo simples é um tipo de usina que gera energia elétrica a partir da combustão de um combustível (geralmente gás natural ou óleo combustível), utilizando uma turbina a gás que movimenta um gerador. O calor gerado pela queima do combustível é usado uma única vez para gerar eletricidade — por isso é chamada de ciclo simples. Aqui se argumenta que uma usina de ciclo simples apresenta menor eficiência na geração de energia que uma usina termoelétrica de ciclo combinado, que aproveita o calor residual. ^ Reserva girante é a parcela de geração já conectada e operando no sistema, mas com potência abaixo do seu máximo, de modo que possa aumentar rapidamente a produção quando houver uma queda inesperada de geração ou aumento súbito de carga. Ela funciona como uma “margem de resposta imediata”, garantindo estabilidade, frequência e segurança operativa no SIN.

^ Segurança elétrica regional é a necessidade de manter geração localizada suficiente para preservar estabilidade, tensão e frequência em uma área específica do SIN, mesmo que existam usinas mais baratas em outras regiões. Isso ocorre porque certos subsistemas dependem de suporte elétrico local: limites de transmissão impedem importar toda a energia necessária, a tensão precisa ser controlada com potência reativa próxima à carga e algumas regiões exigem usinas síncronas conectadas para manter inércia mínima. Quando essas condições não são atendidas apenas com intercâmbios, o ONS mantém ou aciona usinas locais — mesmo com CVU maior — para evitar colapso regional ou perda de carga. ^ Serviços ancilares são funções técnicas necessárias para garantir estabilidade, segurança e qualidade no funcionamento do SIN, complementando o despacho de energia., geralmente fornecidos por usinas síncronas (hidrelétricas e térmicas). ^ Black start é a capacidade de uma usina iniciar sua operação a partir de desligamento total, sem depender da energia da própria rede elétrica para partir. É um serviço essencial para restaurar o sistema após um apagão amplo: unidades com black start conseguem ligar de forma autônoma e, a partir delas, o ONS "reenergiza" trechos da rede, conectando gradualmente outras usinas até restabelecer o SIN. ^ Garantia física é o limite máximo de energia que a usina pode contratar de forma contínua e segura, considerando sua capacidade técnica e as restrições do sistema.

Ela funciona como o “lastro” dos contratos. A usina não pode firmar contratos acima desse valor, embora possa gerar fisicamente mais ou menos do que sua garantia física, conforme o despacho do ONS. ^ Atualmente a regulação que versa sobre o tema é Resolução Normativa nº 1.032/2022. ^ A atualização do parâmetro, para fins de uso pelo ONS, deve seguir o procedimento previsto na Resolução Normativa ANEEL nº 864/2019. ^ Potência é a taxa instantânea de produção ou consumo de energia elétrica, medida em watts; no setor elétrico expressa a capacidade disponível de geração ou atendimento em MW, distinta de energia (MWh, acumulada no tempo). ^ Consumidores Livres são as unidades do Grupo A (média/alta tensão) que optam por comprar energia de qualquer supridor, com contratos bilaterais registrados na CCEE; desde 1º jan. 2024 todos os consumidores do Grupo A podem exercer essa escolha. Ver Decreto 5.163/2004 (conceitos de consumidor livre/potencialmente livre). ^ Comercializadores no ACL são agentes autorizados a operar na CCEE que compram e vendem energia por conta própria, gerem carteiras e fazem hedge, sem necessidade de possuir carga ou geração; incluem o comercializador tradicional e o comercializador varejista. ^ Gás natural – construindo um mercado spot. Paulo Campos Fernandes - GESEL; https://www.gesel.ie.ufrj.br/app/webroot/files/publications/30_Fernandes_2021_05_13.pdf?. Com seca persistente, Brasil avalia mais importações de gás natural para termelétricas no início de 2025.

ABEGAS; https://www.abegas.org.br/arquivos/92224 Acessado 09.10.2025. ^ Um hub líquido é um ponto de comercialização com alto volume de transações, diversidade de agentes e formação transparente de preços, que permite a negociação eficiente do gás natural. É comum que contratos utilizem hubs líquidos internacionais como referência de precificação, especialmente em países sem mercado interno consolidado. Não obstante os avanços recentes, o Brasil ainda não dispõe de um hub líquido local, devido à concentração da oferta em poucos agentes, barreiras ao acesso à infraestrutura essencial e à ausência de um ambiente mais competitivo. O desenvolvimento de um hub nacional pressupõe efetiva desverticalização da cadeia, acesso negociado e mecanismos transparentes de comercialização, como mercados spot e contratos padronizados. ^ NOTA TÉCNICA EPE/DPG/SPG/03/2024; EPE. Acessado 09.10.2025. ^ Understanding Henry Hub. https://www.cmegroup.com/education/courses/introduction-to-energy/introduction-to-natural-gas/understanding-henry-hub.html Acessado 09.10.2025. ^ Ofício 6637 (0953017); Ofício 6638 (0953023); Ofício 6639 (0953025); Ofício 6640 (0953026); Ofício 6641 (0953028); Ofício 6642 (0953030); Ofício 6643 (0953031); Ofício 6644 (0953032); Ofício 6645 (0953033); Ofício 6646 (0953035); Ofício 6647 (0953038); Ofício 6648 (0953039); Ofício 6649 (0953040); Ofício 6650 (0953041); Ofício 6651 (0953043); Ofício 6652 (0953044); Ofício 6653 (0953045); Ofício 6654 (0953046); Ofício 6655 (0953047);

Ofício 6656 (0953049); Ofício 6657 (0953050); Ofício 6659 (0953052); Ofício 6660 (0953053); Ofício 6661 (0953054); Ofício 6662 (0953058); Ofício 6663 (0953059); Ofício 6664 (0953060); Ofício 6665 (0953061); Ofício 6666 (0953062); Ofício 6667 (0953063); Ofício 6668 (0953064); Ofício 6669 (0953065); Ofício 6670 (0953067); Ofício 6671 (0953068); Ofício 6672 (0953069); Ofício 6673 (0953070); Ofício 6674 (0953071); Ofício 6675 (0953072); Ofício 6676 (0953073); Ofício 6677 (0953075); Ofício 6678 (0953076); Ofício 6679 (0953077); Ofício 6680 (0953078); Ofício 6681 (0953080); Ofício 6682 (0953081); Ofício 6683 (0953082); Ofício 6684 (0953084); Ofício 6719 (0953497); Ofício 6720 (0953498); e, Ofício 6721 (0953499). ^ O Ofício nº 36/2022/SDC/ANP-RJ-e[1] (SEI 1020897). As manifestações da ANEEL à ANP a que o Ofício nº 36/2022/SDC/ANP-RJ-e faz menção são as seguintes: (i) Ofício nº 252/2021/DIR/ANEEL, de 14.09.2021 (SEI 1020898), referente à UTE William Arjona; e (ii) Ofício nº 290/2021/DIR/ANEEL, de 09.11.2021 (SEI 1020902), referente à UTE Araucária – ACESSO RESTRITO 08700.001068/2022-44. Em 19.07.2023, os documentos que se encontravam no Processo SEI nº 08700.001068/2022-44, referentes à documentação encaminhada pela ANP utilizada na presente investigação, foram apensados ao apartado de acesso restrito ao CADE deste IA Processo SEI nº 08700.004927/2021-76 (SEI 1261163).

^ Ofício nº 11177/2023/DIAP/CGP/DAP/CADE, UEG Araucária Ltda) (SEI 1319648), cuja resposta foi recebida em 18.01.2024 (SEI 1335609). Ofício nº 11180/2023/DIAP/CGP/DAP/CADE, Âmbar Energia Ltda (“UTE Cuiabá”) (SEI 1319713), cuja resposta foi recebida em 10.01.2024 (SEI 1332338). Ofício nº 11183/2023/DIAP/CGP/DAP/CADE, Delta Geração de Energia – Investimentos e Participações Ltda (“UTE Willian Arjona”) (SEI 1319734), cuja resposta foi recebida em 10.01.2024 (SEI 1332334).Ofício nº 11184/2023/DIAP/CGP/DAP/CADE, Furnas Centrais Elétricas S.A. (“UTE Santa Cruz”) cuja resposta foi recebida em 10.01.2024 (SEI 1332250). ^ Instituído pelo Decreto nº 3.371/2000, que tenham entrado em operação até 31.12.2004, com garantia de suprimento de até 20 anos e preço estabelecido pela Portaria MME nº 43, de 25.02.2000 (alterada pela Portaria MME nº 215, de 26/072000) ou, alternativamente, pela Portaria lnterministerial MME/MF nº 234, de 22.07.2002. ^ Ver AC 08700.005885/2016-23; 08700.008605/2013-96; 08700.009718/2014-90; 08700.000108/2019-35 ^ Ver 08700.000108/2019-35; AC nº 08012.002146/2012-12 ^ Atos de Concentração nº 08700.005128/2024-60 (Requerentes: Casa dos Ventos Comercializadora de Energia S.A. e América Holding Participações S.A.); 08700.004833/2024-40 (Requerentes: Ibrame Industrial S.A. e Casa dos Ventos S.A.); 08700.001943/2024-50 (Requerentes: Itaú Unibanco S.A. e Casa dos Ventos S.A.); 08700.005983/2023-90 (Requerentes: SPEs Águas do Rio e Rio Casca Energética S.A.);

08700.003878/2023-16 (Requerentes: CDV Holding S.A. e Braskem S.A.); 08700.002333/2023-92 (Requerentes: CDV Holding S.A., Salus FIP e Arcelormittal Brasil S.A.); entre outros. ^ Definição de mercado adotada encontra respaldo em análise prévia empreendida por esta mesma SG/CADE quando se investigou prática de recusa de contratação e discriminação de adquirentes envolvendo os mercados de gás natural e de geração de energia elétrica. “§44. Como visto, a conduta denunciada envolve o mercado de fornecimento de gás natural a montante e o mercado de geração de energia elétrica a jusante. Nesse contexto, a PETROBRAS atua como fornecedora de GN no Brasil e opera de forma verticalizada no mercado de geração de energia termelétrica.” NOTA TÉCNICA Nº 5/2018/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 0459984) - 08700.009007/2015-04. ^ Admite-se gás natural e biometano no mesmo mercado relevante porque são bens substituíveis do ponto de vista do consumo: ambos apresentam especificações físico-químicas compatíveis, podem ser injetados e transportados pelo mesmo sistema de gasodutos e atendem às mesmas finalidades energéticas. Para o usuário final, portanto, não há distinção relevante quanto ao produto. A diferença está na participação atual: o gás natural fóssil domina a oferta, enquanto o biometano ainda tem peso reduzido, embora em expansão. ^ Faz-se referência à compra na “boca do poço”:

modalidade em que comercializadores independentes, distribuidoras, grandes consumidores e traders adquirem o gás natural diretamente no ponto de produção de outras concessionárias produtoras de gás e petróleo. No Brasil, historicamente, a PETROBRAS por deter contratos legados de acesso à infraestrutura é a principal usuária da possibilidade de aquisição de gás natural na saída do poço produtor, antes de processamento, transporte ou distribuição. Nessa forma de contratação, a estatal assume a responsabilidade pela logística subsequente, centralizando a comercialização do insumo e reforçando seu papel de principal supridora de gás natural no mercado brasileiro. ^ https://www.eia.gov/international/content/analysis/countries_long/Brazil/pdf/brazil-2023.pdf. Acesso Acessado 09.10.2025. ^ Petrobras reduz volumes e novata entra em contratação firme do Gasbol para 2024 - Minaspetro. Acessado 09.10.2025. ^ Boletim de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural - Junho de 2025. 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/2025/06-boletim-de-acompanhamento-da-industria-de-gas-natural-junho-de-2025.pdf/@@download/file. Acesso em 19.11.2025. ^ Brasil supera a marca de 210 GW instalados. Disponível em https://eixos.com.br/energia-eletrica/brasil-supera-a-marca-de-210-gw-instalados.

Acesso em 19.11.2025 ^ Ampliação do parque termelétrico segue no radar da Petrobras | Editora Brasil Energia ^ A estimativa de participação da PETROBRAS baseia-se na razão entre a potência instalada de suas usinas e a potência total do parque termelétrico nacional. Trata-se de aproximação estrutural, não de medida de participação na geração efetiva. A participação em MWh pode divergir da participação em MW em razão do perfil de despacho, do CVU, da inflexibilidade, da localização elétrica, do fator de capacidade e das condições operativas do SIN.[1] Vide Nota técnica nº 12/2016/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 0202435). ^ Vide Nota técnica nº 12/2016/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 0202435). ^ https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/noticias/2025/brasil-supera-a-marca-de-210-gw-instalados Acessado em 29.09.2025. ^ Procedimentos de Rede são o conjunto de regras técnicas e operacionais estabelecidas pelo ONS que disciplinam o planejamento, a programação e a operação da geração e da transmissão de energia elétrica no SIN. ^ “A crise energética de 2022-2023 testou a resiliência dos mercados globais de gás e GNL com o choque mais severo de oferta de gás da história”. Lições do Mercado de Gás da Crise Energética de 2022-2023. IEA – Disponível em https://www.iea.org/reports/gas-market-lessons-from-the-2022-2023-energy-crisis