Ato de Concentração Ordinário nº 08700.008758/2025-77

SEI/CADE - 1772476 - Parecer Parecer nº 10/2026/CGAA4/SGA1/SG Processo nº 08700.008758/2025-77 – ACESSO PÚBLICO 08700.008785/2025-40 - ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES 08700.004384/2026-00 - ACESSO RESTRITO À SAIPEM 08700.004383/2026-57 - ACESSO RESTRITO À SUBSEA7 08700.009548/2025-04 – ACESSO RESTRITO AO CADE Interessados: Subsea7 S.A. e Saipem S.p.A. Advogados(as): Marcelo Calliari, Guilherme Ribas, Natan Munhoz, Marco Volpini Micheli e Camila Monferrari Oliveira. Ato de Concentração. Procedimento ordinário. Requerentes: Subsea7 S.A. e Saipem S.p.A. Lei nº 12.529/2011, art. 90, inciso II. Natureza da Operação: Fusão. Setores econômicos envolvidos: (i) Umbilicais, Risers e Flowlines Submarinos (“SURF”); e (ii) Inspeção, Reparo, Manutenção e Descomissionamento (“IRMD”). Sobreposições horizontais em Instalações SURF e IRMD. Análise de Rivalidade. Verificação de entradas não comprometidas. Ociosidade. Análise de eficiências. Aprovação sem restrições. VERSÃO PÚBLICA (SEI 1772476) I. REQUERENTES I.1. Subsea7 S.A. (“Subsea7”) I.2. Saipem S.p.A. (“Saipem”) II. ASPECTOS FORMAIS E RELATÓRIO PROCESSUAL DA OPERAÇÃO III. RELATÓRIO IV. DESCRIÇÃO DA OPERAÇÃO V. MERCADOS RELEVANTES V.1. Considerações iniciais V.1.1. Exploração e produção de O&G em ambientes submarinos – uma brevíssima exposição V.1.2. Atividades exercidas pelas Requerentes V.1.3. Verificação de sobreposições horizontais e potenciais integrações verticais entre as atividades das Requerentes V.2.

Mercado de Inspeção, Reparo, Manutenção e Descomissionamento (IRMD) V.2.1. Dimensão Produto V.2.2. Dimensão Geográfica V.3. Mercado de instalação SURF V.3.1. Dimensão Produto V.3.2. Dimensão Geográfica V.4. Conclusão quantos aos mercados relevantes VI. POSSIBILIDADE DE EXERCÍCIO DE PODER DE MERCADO VI.1. Mercado de IRMD e segmento de Descomissionamento VI.2. Mercado de serviços de instalação de componentes SURF VII. PROBABILIDADE DE EXERCÍCIO DE PODER DE MERCADO VII.1 Considerações iniciais VII.2. Condições de entrada VII.2.1. Sobre os diferentes tipos de entradas VII.2.2. Entradas comprometidas VII.2.3. Entradas não comprometidas VII.2.4. Conclusão quanto às condições de entrada VII.3. Elementos de Rivalidade VII.3.1 Cenário agregado – águas rasas e profundas VII.3.2. Da exploração em águas profundas – a questão da substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis VII.3.3. Estruturas de oferta de embarcações aptas a lançar dutos rígidos e flexíveis em águas profundas – o caso do Pré-sal VII.3.4. Da rivalidade no Mercado de Serviços de instalação de componentes SURF VII.3.5. Das alegadas eficiências VII.3.6. Do grau de ociosidade das embarcações de instalação de dutos VII.4. Conclusão quanto à Probabilidade de Exercício de Poder de Mercado VIII. CLÁUSULA DE NÃO CONCORRÊNCIA IX. CONCLUSÃO I. REQUERENTES[1] I.1. Subsea7 S.A. (“Subsea7”) 1.

A Subsea7, controladora do Grupo Subsea7, é uma sociedade anônima constituída sob as leis do Grão-Ducado de Luxemburgo, com sede em Luxemburgo/Luxemburgo. A Subsea7 está registrada no Registro de Comércio e Sociedades de Luxemburgo e listada na Bolsa de Valores de Oslo (código: SUBC). Atualmente, seu maior acionista é a Siem Industries S.A. (“Siem Industries”), com 23,6% do capital social total.[2] As ações restantes estão em circulação, sem que nenhum outro acionista detenha mais de 10% do capital social total da Subsea7. 2. O Grupo Subsea7 opera e concorre em licitações para o fornecimento de serviços para projetos de energia offshore em todo o mundo, com foco geográfico específico em regiões como o Mar do Norte (Europa) e o Brasil. Sua base de clientes é composta por empresas de Óleo e Gás (“O&G”) nacionais e internacionais, além de corporações de energia. No Brasil, o Grupo Subsea7 atua principalmente na prestação de projetos de Umbilicais, Risers e Flowlines Submarinos (“SURF”), notadamente no formato Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação (“EPCI[3]”), bem como no afretamento de Pipe Laying Support Vessels (“PLSVs”) e na prestação de serviços Inspeção, Reparo, Manutenção e Descomissionamento (“IRMD”). 3. No ano fiscal de 2024, o Grupo Subsea7 obteve faturamento bruto no Brasil de [superior a R$ 750 milhões] [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] e no mundo de R$ 42.332.820.075,00. I.2. Saipem S.p.A. (“Saipem”) 4.

A Saipem, controladora do Grupo Saipem, é uma sociedade anônima (società per azioni) constituída sob as leis da República Italiana, com sede em Milão/Itália. A Saipem está registrada no Registro Comercial de Milão Monza Brianza Lodi e listada na Euronext Milão (código: SPM). Atualmente, seus maiores acionistas são a Eni S.p.A. (“Eni”) (com 21,19% do capital social total) e a CDP Equity S.p.A. (“CDP”) (com 12,82% do capital social total). As ações restantes estão em circulação, sem que nenhum outro acionista detenha mais de 10% do capital social total da Saipem. No cenário pré-operação proposta, a Saipem é controlada conjuntamente pela Eni e pela CDP. 5. O Grupo Saipem opera e concorre em licitações para o fornecimento de serviços para projetos de energia offshore em todo o mundo, com foco geográfico específico em regiões como Oriente Médio e África. Sua base de clientes é composta por empresas de O&G nacionais e internacionais, além de corporações de energia. No Brasil, as atividades do Grupo Saipem são predominantemente relacionadas a desenvolvimentos greenfield de SURF e instalação de gasodutos de exportação, bem como unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (Floating Production Storage and Offloading - “FPSOs”). 6. No ano fiscal de 2024, o Grupo Saipem obteve faturamento bruto no Brasil de [superior a R$ 750 milhões] [ACESSO RESTRITO À SAIPEM] e no mundo de R$ 93.614.085.600. II.

ASPECTOS FORMAIS E RELATÓRIO PROCESSUAL DA OPERAÇÃO Quadro 1 – Aspectos formais da operação Operação foi conhecida? Sim. Taxa processual foi recolhida? Sim. GRU e comprovantes de pagamento (SEI 1615078). Despacho Ordinatório SECONT (SEI 1615309). Data de notificação e emenda Notificação: 29.08.2025 (SEI 1615073) Emenda: 15.12.2025 (SEI 1676869) Data de publicação do edital O Edital nº 639, de 02.09.2025 (SEI 1616325), que deu publicidade à Operação, foi publicado no D.O.U. no dia 03.09.2025 (SEI 1616554). Terceiro interessado Em 30.09.2025, com base na Nota Técnica nº 49/2025/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1628730), o Despacho SG nº 1320/2025 (SEI 1629685) deferiu os pedidos de intervenção como terceiros interessados formulados pelas empresas EXXONMOBIL EXPLORAÇÃO BRASIL LTDA. (“Exxon”) e TECHNIP BRASIL – ENGENHARIA, INSTALAÇÕES E APOIO MARÍTIMO LTDA. (“Technip Brasil”). Posteriormente, em 24.10.2025, por meio da Nota Técnica nº 54/2025/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1642945), o Despacho SG nº 1427/2025 (SEI 1642948) deferiu os pedidos de intervenção como terceiros interessados formulados pelas ABEP – ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE EMPRESAS E EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS (“ABEP”) e PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. (“PETROBRAS”). Declaração de complexidade Despacho SG nº 463/2026 (SEI 1735632) Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436) Fonte: Elaboração interna, com dados dos documentos SEI referenciados. III. RELATÓRIO 7. Em 29.08.2025, a Subsea7 S.A.

(“Subsea7”) e a Saipem S.p.A. (“Saipem”) (em conjunto “Requerentes”), por meio de seus advogados, notificaram o Ato de Concentração SEI nº 08700.008758/2025-77 (SEI 1615073), que trata da fusão entre a Subsea7 e a Saipem, por meio da qual a Subsea7 será incorporada à Saipem, sendo essa última renomeada para “Saipem7”. A operação proposta (a “Operação”) diz respeito ao setor de serviços de Engenharia, Construção e Manutenção Offshore (“OECM”) – ou seja, a prestação de serviços de engenharia, construção e manutenção offshore para o setor de energia. 8. O Edital nº 639, de 02.09.2025 (SEI 1616325), que deu publicidade à Operação, foi publicado no D.O.U. no dia 03.09.2025 (SEI 1616554). 9. Em 22.09.2025, iniciou-se o teste de mercado por meio dos questionários digitais (SEI 1626703, 1626704, 1626706, 1626709 e 1634032) enviados para clientes, fornecedores, concorrentes e associações empresariais atuantes em mercados afetados pela Operação. 10. Em 30.09.2025, com base na Nota Técnica nº 49/2025/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1628730), o Despacho SG nº 1320/2025 (SEI 1629685) deferiu os pedidos de intervenção como terceiros interessados formulados pelas empresas EXXONMOBIL EXPLORAÇÃO BRASIL LTDA. (“Exxon”) e TECHNIP BRASIL – ENGENHARIA, INSTALAÇÕES E APOIO MARÍTIMO LTDA. (“Technip Brasil”). 11.

Posteriormente, em 24.10.2025, por meio da Nota Técnica nº 54/2025/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1642945), o Despacho SG nº 1427/2025 (SEI 1642948) deferiu os pedidos de intervenção como terceiros interessados formulados pela ABEP – ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE EMPRESAS E EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS (“ABEP”) e PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. (“PETROBRAS”). 12. Em 03.11.2025, esta Superintendência-Geral (“SG”) enviou para as Requerentes o Ofício nº 8511/2025/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1649047), solicitando informações adicionais e o detalhamento da estrutura de oferta. 13. Em 11.11.2025, as Requerentes apresentaram sua resposta (SEI 1654749) ao Ofício nº 8511/2025/CGAA4/SGA1/SG/CADE. 14. Em 26.11.2025, ocorreu reunião entre o CADE e os representantes das Requerentes (SEI 1664488). 15. Em 28.11.2025, o Despacho SG nº 1625/2025 (SEI 1667700) determinou a emenda do Ato de Concentração nos termos do artigo 53, §1º, da Lei nº 12.529/2011, e do artigo 111 do Regimento Interno do Cade, em razão da ausência de informações indispensáveis à análise de mérito por esta SG. 16. Por conseguinte, em 15.12.2025, por meio do e-mail SEI 1676869, as Requerentes juntaram aos autos dados e informações complementares, os quais foram apresentados na reunião entre a SG e os representantes das Requerentes (SEI 1679384) em 18.12.2025. 17.

Em 30.12.2025, para fins de instrução adicional deste Ato de Concentração, a SG iniciou a segunda rodada do teste de mercado por meio dos questionários digitais (SEI 1683700 e 1683718), enviados para clientes e concorrentes atuantes em mercados afetados pela Operação. 18. Os técnicos[4] do Cade e os advogados[5] das Requerentes realizaram visitas técnicas à embarcação Castorone[6] da Saipem, no estado do Rio de Janeiro em 4.3.2026, e à base operacional[7] da Subsea7, na cidade de Ubu/Anchieta (ES) em 5.3.2026. 19. Em 14.4.2026, com base na Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436), o Despacho SG nº 463/2026 (SEI 1735632) declarou complexo o presente Ato de Concentração e requereu às Requerentes e aos terceiros interessados informações adicionais para a realização das seguintes diligências: (i) aprofundar a análise acerca da rivalidade remanescente no mercado de SURF e dos possíveis incentivos ao exercício de poder de mercado com impactos nos processos de contratações, em caso de aprovação da Operação; (ii) avaliar os efeitos da Operação sobre a disponibilidade de embarcações especializadas na instalação de componentes do Sistema SURF; (iii) detalhar cenários de futuras contratações e projeções de demanda de dutos flexíveis e rígidos, assim como a disponibilidade de novas embarcações habilitadas para instalação desses dutos;

e (iv) examinar as alegadas eficiências decorrentes Operação, nos termos do Guia para Análise de Atos de Concentração Horizontal do Cade e do art. 88, §6º, inciso II da Lei 12.529/2011. 20. Em 27.05.2026, as Requerentes apresentaram Petição SEI 1760085 com informações complementares. Também houveram respostas dos terceiros interessados (ABEP, SEI 1754261; Exxon, SEI 1752719; Petrobras, SEI 1752580; TechnipFMC, SEI 1749053). 21. Para instrução processual, houve cooperação internacional com autoridades de defesa da concorrência de diversos países conforme quadro a seguir. Quadro 2 – Reuniões de Cooperação Internacional [ACESSO RESTRITO AO CADE] Autoridade de defesa da concorrência Data da reunião Número da certidão SEI Department of Justice (DOJ) dos EUA 07.11.2025 1658827 The Competition and Markets Authority (CMA) do Reino Unido 14.11.2025 1658829 Autoridade Reguladora da Concorrência (“ARC”) de Moçambique 26.11.2025 1663147 Directorate-General for Competition da União Europeia 18.12.2025 1679384 [RESTRITO] 03.02.2026 [RESTRITO] [RESTRITO] 05.02.2026 [RESTRITO] [RESTRITO] 06.04.2026 [RESTRITO] [RESTRITO] 07.04.2026 [RESTRITO] IV. DESCRIÇÃO DA OPERAÇÃO 22. A operação[8] se refere à fusão entre Subsea7 S.A. (“Subsea7”) e Saipem S.p.A. (“Saipem”) (em conjunto, “Requerentes”), por meio da qual a Subsea7 será incorporada à Saipem, sendo essa última renomeada como “Saipem7” (“Empresa Combinada”) (a “Operação Proposta”).

Segundo as Requerentes, a Empresa Combinada deverá ter sua sede em Milão e ações listadas nas bolsas de valores de Milão e Oslo. 23. A Operação Proposta diz respeito ao setor de serviços de Engenharia, Construção e Manutenção Offshore (“OECM”) – ou seja, a prestação de serviços de engenharia, construção e manutenção offshore para o setor de energia. De acordo com as Requerentes, a Operação Proposta permitirá a prestação de serviços aprimorados e a melhoria da qualidade dos serviços existentes para a indústria de Óleo e Gás (“O&G”), combinando tecnologias e presenças geográficas, em sua maioria complementares. 24. Segundo as Requerentes, no Brasil, a Operação Proposta implica sobreposições horizontais limitadas relacionadas à prestação de serviços de: (i) SURF (notadamente no formato de contratos EPCI); e (ii) IRMD para campos offshore. 25. A figura a seguir ilustra os principais escritórios, pátios de fabricação e bases de suporte operacional das Requerentes em todo o mundo. Figura 1 – Principais escritórios, pátios de fabricação e bases de suporte operacional atuais no mundo Fonte: Requerentes (SEI 1615081). 26. Por meio dessas instalações, as Requerentes operam uma rede de bases especializadas em todo o mundo para apoiar projetos offshore e submarinos. Afirmam as Requerentes que nem todas as bases operacionais têm a mesma finalidade. Além disso, o setor também costuma envolver bases logísticas de terceiros específicas para cada projeto. 27.

Essas instalações são normalmente designadas como (i) Spool Bases[9] e Operational Support Bases (bases de apoio operacional)[10]; (ii) Bundle-Bases[11]; (iii) Fabrication Yards (estaleiros)[12]; e (iv) Logistics Bases (bases logísticas)[13]. 28. De acordo com as Requerentes, em 23 de julho de 2025 foi assinado o Acordo (Merger Agreement), que é o principal documento contratual que descreve os termos e as negociações da Operação Proposta. Com a assinatura do Acordo, a Siem Industries, a Eni e a CDP (em conjunto, os “Acionistas Principais”) também assinaram um Acordo de Acionistas (Shareholders Agreement - “SHA”).[14] A figura a seguir mostra a Empresa Combinada no cenário pós-Operação Proposta. Figura 2 – Composição acionária da Empresa Combinada num cenário pós-Operação Proposta Fonte: Requerentes (SEI 1615081). 29. Como visto, se houver a conclusão da Operação Proposta, a Siem Industries (atualmente a maior acionista da Subsea7) deterá aproximadamente 11,8% do capital da entidade resultante da fusão, enquanto a Eni e a CDP (atualmente maiores acionistas da Saipem) deterão aproximadamente 10,6% e 6,4%, respectivamente. 30. Conforme descrito no Acordo de Fusão (Merger Agreement), celebrado entre Subsea7 e Saipem em 23 de julho de 2025 (o “Contrato”), a Operação Proposta implicará na seguinte relação de troca: [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. 31.

Para fins de completude, as Requerentes informam que os Acionistas Principais não adquirirão influência significativa sobre a Saipem7, uma vez que não terão a capacidade de influenciar significativamente sua gestão ou sua direção estratégica. Os Acionistas Principais representarão, em conjunto, 28,9% do capital social emitido da Saipem7. As votações seguirão a legislação italiana, segundo a qual as resoluções ordinárias e extraordinárias exigem o voto da maioria, ou dois terços, respectivamente, do capital social representado na assembleia. Consequentemente, os Acionistas Principais não poderão, ainda que coletiva ou conjuntamente, aprovar ou bloquear resoluções da entidade resultante da fusão (o que dependerá dos votos exercidos pelos acionistas “free float”).[15] 32. Continuam as Requerentes, os Acionistas Principais não possuirão direitos especiais e não há acordo entre eles para coordenar seus votos em quaisquer questões relacionadas à gestão, orçamento e/ou direção estratégica da Empresa Combinada. Embora existam questões limitadas sobre as quais os Acionistas Principais votarão em conjunto, de acordo com a minuta atual do Acordo de Acionistas (“SHA”)[16] , elas não estão diretamente relacionadas com a gestão ou a direção estratégica da Saipem7 – trata-se, em verdade, de proteções padrão para acionistas minoritários (por exemplo, aprovação da remuneração anual, regulamentação da assembleia de acionistas, recompra de ações, etc.).

Além disso, nenhum dos Acionistas Principais terá o direito de nomear individualmente a maioria dos membros do conselho da Saipem7. Embora cada Acionista Principal tenha direitos de nomeação para o conselho (conforme indicado na figura acima), o exercício do direito de voto de cada diretor nomeado (que deve agir no interesse da Saipem7) será independente. Não há outros acordos em vigor que confeririam aos Acionistas Principais a capacidade de influenciar materialmente a gestão ou a direção estratégica da Saipem7. 33. De acordo com as Requerentes, a justificativa estratégica para a Operação Proposta é criar um fornecedor global em serviços de engenharia e construção onshore e offshore para o setor de energia. A Empresa Combinada estará mais bem posicionada para atender às demandas dos clientes de Exploração de Produção (“E&P”), oferecendo uma gama mais ampla de soluções – desde perfuração, engenharia e construção até serviços de vida útil de campo (Lief of Field - LOF) e descomissionamento. A figura a seguir ilustra a combinação de atividades das Requerentes. Figura 3 – Apresentação das Requerentes com ênfase na complementariedade de atividades Fonte: Requerentes[17] 34. Dado esse contexto, as Requerentes enfatizam que a combinação de suas capacidades técnicas e portfólios de ativos resultam em: (i) alcance geográfico ampliado da Empresa Combinada permitirá uma implantação mais otimizada de ativos.

Isso reduzirá os longos trânsitos inter-regionais de embarcações, proporcionando, assim, benefícios aos clientes na forma de menos custos de projeto e menos impactos ambientais, ao mesmo tempo em que melhora a gestão de risco de projetos e a continuidade dos serviços. Isso reforçará a capacidade da Empresa Combinada de atuar como uma parceira sólida e de longo prazo, capaz de realizar investimentos substanciais e manter capacidades críticas em condições de mercado flutuantes e altamente suscetíveis a questões geopolíticas, por exemplo; e (ii) a Operação Proposta reunirá as frotas de embarcações complementares das Requerentes, incluindo soluções de transporte/içamento pesado para projetos de construção offshore de O&G e uma gama diversificada de soluções de assentamento de dutos. Assim, clientes terão um rol mais amplo de opções ao explorar as possibilidades de entrega de determinado projeto (incluindo soluções de assentamento de dutos rígidos, tubos flexíveis e umbilicais). Em resumo, a Operação Proposta reunirá os respectivos recursos e conhecimentos técnicos das Requerentes ao longo dos segmentos de energia offshore. 35. Além disso, prosseguem as Requerentes, a Operação Proposta também visa a fomentar a inovação e apoiar de forma mais eficaz a transição energética global.

Ao combinar o talento em engenharia, as iniciativas de Pesquisa e Desenvolvimento (“P&D”) e a capacidade reforçada de alocação estratégica de capital, a Empresa Combinada estará mais bem equipada para acelerar a pesquisa e o desenvolvimento de tecnologias offshore de próxima geração, garantindo soluções inovadoras para projetos complexos, além de evitar a duplicação de despesas. A Empresa Combinada poderá dedicar mais esforços e recursos ao desenvolvimento de soluções de próxima geração para projetos de O&G em águas profundas que buscam reduzir a pegada de carbono, incluindo projetos emergentes de Captura e Armazenamento de Carbono (CAC ou CCS[18]) e de hidrogênio, capacitando assim os próprios clientes a atingirem suas próprias metas ambiciosas de transição energética. 36. Além do Brasil, as Requerentes entendem que a Operação Proposta está sujeita à aprovação antitruste prévia nas jurisdições descritas no quadro a seguir.

Quadro 3 – Notificações antitruste em outras jurisdições [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Jurisdição Status Alemanha A submissão foi retirada [RESTRITO] Angola [RESTRITO] Arábia Saudita [RESTRITO] Austrália [RESTRITO] Azerbaijão A submissão foi realizada em 22 de agosto de 2025 Comunidade Econômica dos Estados da África Ocidental (CEDEAO) [RESTRITO] Comunidade Econômica e Monetária da África Central (CEMAC) [RESTRITO] Egito [RESTRITO] Emirados Árabes Unidos (EAU) [RESTRITO] Estados Unidos da América (EUA) [RESTRITO] Moçambique A submissão foi realizada em 18 de agosto de 2025. Nigéria [RESTRITO] Noruega A submissão foi retirada [RESTRITO] Polônia A submissão foi retirada [RESTRITO] Reino Unido A submissão formal foi realizada em 21 de setembro de 2025. A CMA aprovou a operação em 4 de novembro de 2025[19]. Turquia A submissão foi realizada em 28 de novembro de 2025. Fonte: Requerentes (SEI 1676870). 37. As Requerentes informam que também haverá [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. V. MERCADOS RELEVANTES V.1. Considerações iniciais V.1.1. Exploração e produção de O&G em ambientes submarinos – uma brevíssima exposição 38. A exploração e produção de O&G (óleo e gás) envolve uma série de processos, bem como requer sistemas e infraestruturas complexas que precisam se conectar para alcançar o seu objetivo de extrair os hidrocarbonetos dos reservatórios e enviá-los em condições adequadas às unidades de processamento em terra. 39.

As Requerentes atuam em alguns dos elos dessa longa e complexa e cadeia. Assim, para facilitar a identificação de eventuais sobreposições horizontais e integrações verticais entre as atividades das Requerentes, esta seção traz uma bastante sucinta exposição acerca da exploração e produção de petróleo e gás natural em ambientes submarinos. 40. A indústria de O&G é responsável pela exploração, produção, transporte, armazenamento, refino, venda e marketing de produtos de petróleo e gás natural. Suas atividades são geralmente segmentadas em três nichos principais: (a) upstream, (b) midstream e (c) downstream, conforme explicados a seguir: a) atividades upstream de Exploração e Produção (“E&P”) envolvem a prospecção de reservatórios subterrâneos e submarinos de O&G bruto, a perfuração, a completação e a extração de recursos desses poços; b) atividades midstream (intermediárias) compreendem o transporte, armazenamento e processamento de recursos O&G, após extração, mas antes do processo de refino/purificação. O transporte pode ocorrer de diversas formas, inclusive por meio de dutos e embarcações, ou transporte veicular marítimo ou terrestre; e c) atividades downstream se referem ao refino do petróleo bruto ou purificação do gás natural extraído na fase upstream com a subsequente venda e comercialização (atacado ou varejo).

Produtos O&G finalizados incluem gasolina, gás natural, gás natural liquefeito (GLP), óleo diesel, querosene, óleo de aquecimento, lubrificantes, asfalto e produtos petroquímicos. 41. Superada a fase de exploração[20], inicia-se a fase de produção quando o campo passará por uma etapa de desenvolvimento, momento em que se realizarão atividades destinadas a instalar equipamentos e sistemas que tornam possível a produção. As atividades de desenvolvimento podem se prolongar por grande parte da fase de produção, mesmo após o campo ter começado a produzir. 42. Por sua vez, o processo de produção de petróleo envolve essencialmente os seguintes sistemas e infraestruturas: (i) Sistemas de Produção Submarina (SPS): pacote de equipamentos e serviços que inclui projeto e fabricação de cabeças de poço, árvores de natal, manifolds, sistemas de controle, conectores mecânicos, jumpers e equipamentos de processamento no fundo do mar e em instalações offshore.[21] (ii) Sistemas de Processamento Submarino: responsável por separar água e areia do óleo/gás; conferir pressão e energia mecânica ao óleo, permitindo-o alcançar a superfície; comprimir o gás natural no fundo do mar para que flua com mais facilidade por longas distâncias.[22] (iii) SURF (Umbilicais, Risers e Flowlines Submarinos):

sistema submarino formado por dutos e cabos que conectam o equipamento SPS no fundo do mar à instalação na superfície, transportando hidrocarbonetos e transferindo sinais, energia e outros materiais da superfície para o SPS. Os serviços SURF também incluem a instalação da infraestrutura submarina (incluindo a instalação de SPS e equipamentos de processamento submarino). (iv) Unidades Flutuantes ou Fixas de Produção (Topside/Plataformas): estrutura responsável por: receber o fluido bruto proveniente dos poços submarinos, realizar a separação e tratamento de óleo, gás e água, armazenar o petróleo e bombear a produção final para o sistema de escoamento.[23] (v) Infraestrutura de Escoamento e Exportação: etapa final em que os produtos limpos e especificados são retirados da plataforma e introduzidos na malha logística de distribuição global ou nacional. Contempla estruturas como as Linhas de Tronco (Trunklines), as UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural), os Navios de Apoio Marítimo (AHTS e PSV), dentre outros equipamentos e estruturas. 43. A figura a seguir ilustra um sistema de produção de petróleo e gás natural no mar. Figura 4 – Árvores de natal, manifolds e risers em sistema de produção de petróleo offshore Fonte: MORAIS (2013). 44.

Na figura acima é possível visualizar como o SPS (instalado no leito marinho) se conecta aos cabos e dutos do sistema SURF que, atuando como o elo de integração submarino, enviam os hidrocarbonetos às unidades de produção em superfície (plataformas fixas e flutuantes e/ou navios-plataforma), para que então haja o escoamento dessa produção (via navios ou trunklines) até terminais aquaviários e terrestres. Por fim, o petróleo é transportado via oleodutos ou cabotagem até as Refinarias. 45. Feito este breve resumo dos processos envolvidos na exploração de petróleo em ambientes submarinos, passa-se à descrição das atividades desempenhadas pelas Requerentes. V.1.2. Atividades exercidas pelas Requerentes 46. A Subsea7 é uma companhia global de engenharia e construção, que opera na prestação de serviços para o setor de energia offshore. Globalmente, o Grupo Subsea7 atua principalmente no fornecimento de projetos de SURF e de energia eólica offshore, bem como de IRMD. O Grupo Subsea7 presta seus serviços por meio de uma frota de embarcações de construção e instalação de tubulações, selecionadas com base no escopo do trabalho a ser realizado. Ao contrário da Saipem, o Grupo Subsea7 não possui capacidade plena para ofertar projetos de Trunklines[24] e sua oferta acima da superfície (topside) para instalações de O&G é limitada[25]. 47. Globalmente, o Grupo Subsea7 possui três principais unidades de negócios: (i) Submarino e Convencional[26] (Subsea and Conventional);

(ii) Renováveis (Renewables); e (iii) Corporativa (Corporate)[27]. 48. O Grupo Subsea7 atualmente opera uma frota offshore de [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] embarcações (incluindo [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] próprias e [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] administradas[28]), distribuídas mundialmente. Dessas embarcações, [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] são “facilitadores globais” – ou seja, embarcações de lançamento de dutos e construção capazes de executar uma variedade de tipos de projetos em diferentes segmentos de OECM. Por exemplo, as embarcações Seven Arctic, Seven Seas, Seven Oceanic e Seven Pacific possuem capacidades de [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7], e a embarcação Seven Borealis possui capacidade de [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. 49. O Grupo Subsea7 também possui e opera uma frota de veículos submarinos operados remotamente (Remotely Operated Vehicles - “ROVs”)[29], que oferece como parte da execução de seus projetos SURF e IRMD, incluindo embarcações de apoio a ROVs (ROV Support Vessels - “RSVs”). De acordo com as Requerentes (SEI 1615081), a Subsea7 não fabrica ROVs, os quais estariam amplamente disponíveis no mercado, podendo ser adquiridos globalmente de diversos fabricantes, como Oceaneering, Forum, SMD, Kystdesign, SAAB, Blue Robotics e Forssea Robotics. 50.

O Grupo Subsea7 opera quatro bases de carregamento de dutos (bases de spool ou spool bases)[30] na Noruega, Estados Unidos, Brasil e Angola, e uma base (bundle) no norte da Escócia, todas acessíveis e utilizadas exclusivamente pela Subsea7 [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Além disso, o Grupo Subsea7 tem acesso não-exclusivo a dois estaleiros de fabricação em Gana e Angola, operados por meio de joint ventures[31]. Estes locais são abertos e utilizados por terceiros. A Subsea7 frequentemente terceiriza a fabricação de peças para fornecedores externos, já que [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. 51. Por sua vez, a Saipem é uma empresa global de engenharia e construção, que atua na prestação de serviços para o setor de energia, sendo especializada em projetos offshore e onshore. Os serviços offshore oferecidos pelo Grupo Saipem abrangem toda a cadeia de desenvolvimento de campos de exploração, incluindo o fornecimento de projetos SURF, convencional, parques eólicos offshore (limitada a fundações e subestações) e trunklines, bem como serviços IRMD e a manutenção, modificação e operação (MMO) de ativos energéticos, inclusive para desenvolvimentos submarinos. 52. A Saipem estrutura suas operações em seis unidades de negócio:

(i) Engenharia e Construção Offshore (Offshore Engineering & Construction), (ii) Perfuração Offshore (Offshore Drilling), (iii) Engenharia e Construção Onshore (Onshore Engineering & Construction), (iv) Energia Eólica Offshore (Offshore Wind), (v) Infraestruturas Sustentáveis (Sustainable Infrastructures), e (vi) Robótica e Soluções Industrializadas (Robotics & Industrialized Solutions)[32]. 53. Segundo as Requerentes, o Grupo Saipem realiza trabalhos submarinos, mas (ao contrário do Grupo Subsea7) também se especializa em projetos e atividades acima da superfície (topside) para instalações de O&G, bem como serviços onshore. Como a maioria dos outros players nos mercados de OECM, a Saipem oferece serviços de consultoria apenas como parte da entrega de seus projetos OECM (como de SURF e IRMD). A Saipem não fornece serviços de consultoria a terceiros de forma independente. A Saipem pode realizar atividades de consultoria apenas como auxílio potencial para ganhar um futuro contrato mais amplo de OECM, de forma similar ao que também é feito por outros concorrentes. Por completude, em nível mundial, a Saipem fornece certos serviços de engenharia para clientes nos setores offshore e marítimo, por meio de sua subsidiária Moss Maritime[33]. 54.

O Grupo Saipem opera uma frota offshore diversificada de [ACESSO RESTRITO À SAIPEM] embarcações de construção (incluindo [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]), com capacidades especializadas de içamento pesado para instalações de O&G, além de capacidades de assentamento de dutos e instalação de trunklines. As Requerentes argumentam que, embora existam semelhanças, a frota de embarcações da Saipem possui capacidades técnicas amplamente complementares às da Subsea7 (por exemplo, diferentes tipos de tecnologia de assentamento de dutos, capacidades de içamento pesado focadas em trabalhos acima da superfície para projetos de Convencionais etc.). 55. O Grupo Saipem possui cinco estaleiros de fabricação/montagem (Angola, Brasil, Indonésia, Itália e Arábia Saudita) que atendem exclusivamente a seus próprios projetos. A Saipem pode fabricar e montar algumas estruturas utilizadas em projetos SURF e Convencionais (por exemplo, válvulas) e fundações para parques eólicos offshore. [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. 56. As Requerentes apresentaram uma breve descrição das principais instalações, as quais são mencionadas nos quadros a seguir. Quadro 4 – Principais instalações globais da Subsea7 [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] Instalações da Subsea7 Descrição Angola, Lobito[34] Spoolbase, estaleiro de fabricação e base logística da Subsea7 em Angola. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Brasil, Niterói Estaleiro de suporte operacional (base logística) da Subsea7 no Brasil. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7].

Brasil, Rio das Ostras Estaleiro de suporte operacional (base logística) da Subsea7 no Brasil. Suporte para operações de IRMD. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Brasil, Ubu Estaleiro de suporte operacional da Subsea7 (spoolbase e base logística) no Brasil. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Gana, Takoradi[35] Estaleiro de fabricação da Subsea7 em Gana. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Indonésia, Bintão Estaleiro de suporte operacional da Subsea7 (spoolbase e base logística) na Indonésia. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Noruega, Dusavik Estaleiro de suporte operacional da Subsea7 (base logística) na Noruega. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Noruega, Vigra Estaleiro de apoio operacional da Subsea7 (base de montagem de tubos e base logística) na Noruega. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Escócia (Reino Unido), Wick Base de montagem e logística da Subsea7 na Escócia (Reino Unido). [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Singapura (fechada) Antiga base logística (estaleiro de apoio operacional) da Subsea7 em Singapura. O local está atualmente fechado e anteriormente prestava suporte a projetos na região da Ásia-Pacífico (ou seja, suporte logístico a operações e embarcações em trânsito). EUA, England Estaleiro de apoio operacional da Subsea7 (spoolbase e base logística) nos EUA. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Fonte: Requerentes (SEI 1676870). Quadro 5 – Principais instalações globais da Saipem [ACESSO RESTRITO À SAIPEM] Instalações da Saipem Descrição Itália, Arbatax Estaleiro principal de fabricação da Saipem na Itália.

[ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. Brasil, Guarujá Estaleiro de fabricação secundária da Saipem no Brasil, que serve principalmente como base logística para embarcações envolvidas em atividades offshore no Brasil. O estaleiro também serve como local de fabricação e montagem de componentes mecânicos pequenos e/ou secundários para uso nos projetos de OECM da Saipem (atividades que podem ser realizadas diretamente pela Saipem ou por subcontratados que trabalham nas instalações da Saipem). Arábia Saudita, Damman Star Estaleiro de fabricação secundária da Saipem na Arábia Saudita. [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. Congo, Pointe Noite Estaleiro de fabricação de menor porte da Saipem no Congo. Sem atividades relevantes. Angola, Ambriz Petromar Estaleiro de fabricação de menor porte da Saipem em Angola. [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. Indonésia, Karimun Estaleiro principal de fabricação da Saipem na Indonésia. [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. Fonte: Requerentes (SEI 1676870). 57. Descritas as atividades exercidas e os principais ativos detidos pelas Requerentes, passa-se à avaliação da existência e relevância (para fins de análise antitruste) das possíveis sobreposições horizontais e potenciais integrações verticais decorrentes da Operação. V.1.3. Verificação de sobreposições horizontais e potenciais integrações verticais entre as atividades das Requerentes 58.

De início, é imediata a constatação de sobreposição horizontal na prestação dos serviços de Inspeção, Reparo, Manutenção e Descomissionamento (IRMD) para campos offshore. Com efeito, ambas as Requerentes informaram prestar tais serviços, sendo players ativos no mercado. Além disso, no extenso teste de mercado conduzido pela SG, não surgiram maiores controvérsias quanto à definição, atuação e relevância das Requerentes nesse mercado relevante. Os elementos que definem o mercado relevante de IRMD em suas dimensões produto e geográfica são apresentados na próxima seção. 59. No que tange ao segmento SURF, embora também seja inequívoca a ocorrência de sobreposição entre as atividades das Requerentes, diversas foram as contestações à definição de mercado relevante proposta pelas Partes. As diferentes visões acerca disso e o entendimento da SG serão apresentados quando da definição desse mercado relevante. 60. Além de serviços de IRMD e SURF, as Requerentes exercem ainda uma série de outras atividades que podem suscitar questionamentos quanto à ocorrência de eventuais sobreposições horizontais e integrações verticais. 61. Passa-se a seguir à análise e explicação quanto ao porquê de essas outras atividades desempenhadas pelas Requerentes não resultarem em sobreposições horizontais ou integrações verticais que, caso realmente se verifiquem na prática, mereçam uma investigação aprofundada neste Parecer. 62.

Conforme explicado na nota de rodapé nº 26, Projetos de Convencionais envolvem o projeto, engenharia, aquisição, fabricação, construção e instalação plataformas offshore fixas e infraestrutura submarina associada, com foco em atividades acima da superfície (topside) e necessidade de grande capacidade de içamento. São mais comuns em águas rasas, especialmente no Oriente Médio. Já projetos SURF ocorrem principalmente em águas profundas, exigem maior especialização e concentram-se em sistemas submarinos, com pouca ou nenhuma atuação em superfície. 63. As Requerentes não possuem Projetos de Convencionais independentes no Brasil. 64. Quando se considera uma perspectiva global, segundo as Requerentes (SEI 1615082), a Subsea7 possui presença limitada nesse tipo de projeto, visto que se concentra em trabalhos submarinos (para os quais possui uma base de ativos e capacidades técnicas adequadas) e não realiza a fabricação de plataformas fixas ou trabalhos extensivos em instalações acima da superfície (topside) (para os quais não possui os ativos e as capacidades técnicas relevantes). [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. 65. Afirmam as Requerentes que qualquer trabalho de Convencional realizado pela Subsea7 possui caráter ancilar à sua principal expertise em projetos submarinos. A Saipem, por outro lado, é um player estabelecido no segmento de projetos de Convencionais, com presença significativa no Oriente Médio, principal região para esse tipo de projetos.

Com base nos dados da Rystad para projetos de Convencionais em nível global, a participação estimada da Subsea7 foi de apenas [0-10%] [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] em 2024 e de [0-10%] [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] no período de 2020-2024. Enquanto isso, a participação da Saipem foi de [10-20%] [ACESSO RESTRITO À SAIPEM] em 2024 e de [10-20%] [ACESSO RESTRITO À SAIPEM] no período de 2020-2024. 66. Assim, considerando que a Subsea7 não dispõe de ativos e capacidades relevantes voltadas para Projetos Convencionais, o que se reflete nas suas participações de minimis nesse mercado e, simultaneamente, as participações conjuntas das Requerentes nesse mercado não superam o patamar de presunção de posição dominante de 20% (sendo nulas em nível nacional), não é necessário um aprofundamento da análise para o mercado de Projetos Convencionais. 67. As Requerentes também atuam em Projetos de Energia Eólica Offshore, que envolvem o projeto (em sentido estrito), engenharia, aquisição, fabricação, construção e instalação de infraestrutura para parques eólicos offshore, como fundações, subestações, torres de transmissão de energia e cabos. 68. As Requerentes não desenvolvem Projetos de Energia Eólica no Brasil, mas somente fora do país. 69.

Conforme relatado pelas Requerentes (SEI 1615082), a Subsea7, por meio de sua marca Seaway7, é uma empresa global consolidada, com capacidade de instalação de Wind Turbine Generators (WTGs), fundações e subestações, cabos de matriz interna e cabos de exportação, para projetos de parques eólicos offshore fixos e flutuantes. A Subsea7 possui uma gama de projetos de energia eólica offshore no Mar do Norte e em outras regiões fora do Brasil. Por sua vez, a presença da Saipem nesse segmento é limitada. 70. Com base nos dados da consultoria Rystad para esse segmento em nível global, a participação estimada da Saipem foi de apenas [0-10%] [ACESSO RESTRITO À SAIPEM] em 2024 e de [0-10%] [ACESSO RESTRITO À SAIPEM] no período de 2020-2024. Enquanto isso, a participação estimada da Subsea7 foi [10-20%] [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] em 2024 e [10-20%] [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] no período de 2020-2024. 71. Dessa forma, considerando que as Requerentes não desenvolvem Projetos de Energia Eólica no Brasil e suas participações conjuntas em nível mundial são inferiores a 20%, não é necessário avaliar essa potencial sobreposição horizontal no presente Ato de Concentração. 72. Outra possível sobreposição horizontal que poderia ser aventada é na instalação de Trunklines – oleodutos de grande diâmetro utilizados para transporte ou exportação de O&G por longas distâncias, como de um campo offshore para a costa ou entre países exportadores e consumidores. 73.

Afirmam as Requerentes que a Subsea7, diferentemente da Saipem, não possui embarcações com capacidade dedicada para lançamento de trunklines de grandes diâmetros. Trunklines são distintos de umbilicais, flowlines e risers, que geralmente são menores (em diâmetro e cumprimento) e licitados como parte de projetos SURF. Considerando as distintas capacidades e utilidades funcionais, trunklines são comumente licitados e executados como um projeto OECM em separado. No Brasil, a Saipem venceu recentemente o contrato da Equinor para fornecer um gasoduto de exportação de gás para a instalação offshore (trunkline) do Projeto Raia (2024). A Subsea7 não possui atividades relacionadas a projetos de trunklines no Brasil. Mesmo em âmbito mundial, a Subsea7 não possui embarcações com capacidades dedicadas para instalação de trunklines de grandes diâmetros e [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. 74. Dessa forma, considerando que a Subsea7 não dispõe de ativos voltados à instalação de trunklines de grande diâmetro, o que se reflete na sua irrelevância nesse mercado nos últimos anos, entende-se não haver, de fato, uma sobreposição horizontal em decorrência da presente Operação. 75. A última possível sobreposição horizontal decorrente da Operação Proposta seria nos Serviços de engenharia e consultoria para OECM (FEED - Front-End Engineering and Design). 76.

Conforme informado pelas Requerentes (SEI 1615082), FEED consiste em um serviço de consultoria de engenharia que dá suporte ao projeto, instalação e manutenção de equipamentos e sistemas submarinos. Clientes de E&P podem contratar fornecedores de FEED no início de um novo projeto para determinar as especificações gerais de produção do campo. A depender do projeto, o processo de estudo de engenharia pode ser longo e envolver múltiplas discussões e interações entre o fornecedor de FEED e o cliente de E&P, incluindo várias fases em que o estudo se torna mais detalhado à medida que o trabalho avança[36]. 77. Afirmam ainda as Requerentes que, por vezes, os serviços/estudos de FEED, mesmo que para seus próprios projetos, podem não ser fornecidos por elas, visto que o FEED não é obrigatório e os clientes de E&P podem optar por desenvolvê-lo internamente com sua própria equipe de engenharia ou contratar diretamente empresas de engenharia especializadas – as chamadas “FEED houses” – que operam globalmente e fornecem recursos completos de engenharia. 78. Em relação às Requerentes, a Subsea7 oferece consultoria e soluções digitais por meio de suas subsidiárias Xodus (que fornece serviços independentes de consultoria em energia)[37] e 4Subsea (que fornece soluções digitais para integridade de ativos e otimização de desempenho)[38]. 79.

Em nível mundial, a Saipem fornece certos serviços de engenharia para clientes nos setores offshore e marítimo, por meio de sua subsidiária Moss Maritime, sediada na Noruega. A Saipem não oferece serviços de engenharia e consultoria como atividade autônoma no Brasil. [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. 80. As Requerentes afirmam que esses serviços são adjacentes às suas atividades principais, havendo no mercado empresas de consultoria estabelecidas e especializadas que fornecem serviços semelhantes[39]. 81. Assim, considerando o exposto, em particular o fato de a Saipem não ofertar serviços FEED de forma autônoma, não se verifica sobreposição horizontal efetiva nesse mercado. Também não se vislumbra qualquer capacidade ou incentivo ao fechamento de mercado, uma vez que, assim como as Requerentes, suas concorrentes também possuem equipes própria de engenharia, assim como os clientes mais sofisticados, além das empresas especializadas na prestação desse serviço. 82. Por fim, a Saipem atua no segmento upstream de fabricação de Remotely Operated Vehicles (ROVs) e drones submarinos, os quais podem, em tese, constituir um mercado relevante para fins de análise antitruste. 83. As Requerentes, assim como muitos de seus concorrentes, podem incluí-los como parte da entrega a jusante de projetos OECM.

As Requerentes (SEI 1615082) explicam que ROVs/drones submarinos são essencialmente ferramentas para apoiar a observação e/ou execução de trabalhos em infraestruturas submarinas, especialmente em determinadas profundidades. 84. Assim, é possível aventar uma integração vertical entre a produção de ROVs pela Saipem a montante e a sua utilização em projetos OECM (incluindo IRDM e SURF) pela Subsea7 a jusante. 85. Diante de tal possibilidade, a SG solicitou às Requerentes (Despacho SG 1625/2025, SEI 1667700) que demonstrassem a alegada baixa relevância da Saipem nesse mercado. 86. Em sua resposta (SEI 1676869), as Requerentes afirmaram não haver dados disponíveis a respeito da estrutura de oferta desse mercado. Afirmaram ainda que, embora a Saipem fabrique ROVs e drones submarinos, a empresa utiliza essas ferramentas quase integralmente como parte de seus próprios serviços de SURF, Convencionais e IRMD (ou seja, uso cativo). Afirmam ainda que Saipem fornece ROVs e drones submarinos a terceiros apenas excepcionalmente como um serviço independente. Por fim, esclareceram que a frota atual de ROVs da Saipem é [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. 87. Diante de tais elementos, não se vislumbra possibilidade de que a Operação resulte num fechamento do mercado do mercado ROV e drones submarinos diante da ausência de capacidade da Saipem para promover tal fechamento. 88.

Com base nas explicações supracitadas, o quadro a seguir resume as atividades das Requerentes que, no Brasil, não resultam em sobreposição horizontal ou em integração vertical efetiva ou relevante. Quadro 6 - Atividades das Requerentes que não resultam em efetiva/relevante sobreposição horizontal ou integração vertical Atividade Imagem exemplificativa Subsea7 Saipem Projetos de OECM Convencionais Não Não Parques de Energia Eólica Offshore Não Não Trunklines Não Sim Afretamento e operação de FPSOs FPSOs Não Sim Afretamento de embarcações PLSVs (para a Petrobras) Sim Não Produção de equipamentos ferramentais ROVs/drones submarinos (upstream) Não Sim (basicamente para uso cativo) Serviços de consultoria para projetos OECM Serviços de engenharia e consultoria (FEED) Sim Sim (mas apenas para seus próprios projetos) Fonte: Requerentes (SEI 1615081, pp. 31-34) 89. Com base nos elementos apresentados nesta seção e no princípio da instrumentalidade das formas, conclui-se ser desnecessário realizar o aprofundamento da análise para mercados em que as participações das Requerentes são de minimis ou em que as eventuais sobreposições horizontais e integrações verticais não são efetivas, sendo meramente potenciais. 90. Assim, a análise que segue se concentrará nos mercados de IRMD e SURF, principalmente, visto que neste último residem as preocupações concorrenciais decorrentes da Operação. V.2. Mercado de Inspeção, Reparo, Manutenção e Descomissionamento (IRMD) V.2.1. Dimensão Produto 91.

Segundo as Requerentes, a prestação de serviços de IRMD[40] se refere a uma série de atividades destinadas a garantir a integridade, a segurança e a eficiência das instalações e equipamentos submarinos ao longo de seu ciclo de vida útil. Esses serviços incluem inspeções periódicas para identificar desgastes e potenciais falhas, manutenção preventiva para evitar interrupções operacionais, além de reparos, quando necessários, para garantir que as instalações continuem a atender aos padrões regulatórios e aos requisitos de segurança. Em outras palavras, serviços de IRMD abrangem uma gama de atividades necessárias durante e após a vida operacional de um campo offshore de O&G, para garantir a integridade das instalações e a produção contínua. 92. Assim, os serviços de IRMD podem incluir diversas atividades, como inspeção de plataformas offshore, dutos, tubulações/gasodutos e instalações de processamento, utilizando técnicas avançadas como inspeção ultrassônica, radiográfica e visual. A manutenção pode incluir a substituição de componentes, a limpeza de tanques/dutos, o ajuste de sistemas de controle, entre outros. Além disso, os serviços de reparo podem incluir respostas emergenciais a falhas inesperadas para minimizar o tempo de inatividade e o impacto operacional. 93. O teste de mercado conduzido pela SG questionou a concorrentes, clientes e outros agentes da indústria se a definição proposta pelas Requerentes correspondia à prática do mercado.

Nenhum dos agentes oficiados apresentou objeções frontais às definições apresentadas. Uma exceção parcial foi a ponderação foi feita pela FUGRO BRASIL - SERVICOS SUBMARINOS E LEVANTAMENTOS LTDA: A maneira que foi feita a definição do mercado de uma forma geral está coerente. Um comentário sobre IRMD. De uma maneira geral o descomissionamento não tem as mesmas características de inspeção reparo e manutenção (IRM), inclusive no Brasil, o descomissionamento é realizado por empresas diferentes das que fazem o IRM, pois as regras para remoção implicam no manejo e descarte das estruturas retiradas o que em regra não é feito pelas empresas que atuam no segmento de IRM. 94. Os serviços de descomissionamento podem abranger uma gama de atividades associadas à cessação permanente das operações de um sistema de produção offshore[41]. As capacidades necessárias para o descomissionamento podem variar a depender da natureza da infraestrutura offshore em questão. Geralmente o descomissionamento ocorre quando: (i) a capacidade de produção do campo for reduzida, a ponto de não ser mais economicamente viável; e/ou (ii) as instalações de produção atingem o fim de sua vida útil operacional. Na prática, as atividades de descomissionamento incluem a remoção de equipamentos, o tamponamento/obstrução de poços, a remediação ambiental e a garantia do cumprimento dos requisitos regulatórios para minimizar esse impacto ambiental. 95.

No Brasil, o descomissionamento é uma atividade menos consolidada em comparação com o desenvolvimento de infraestrutura submarina (por exemplo, projetos de SURF). Assim, as oportunidades de descomissionamento no Brasil geralmente têm menor valor (sobretudo em razão de tais projetos não gerarem receitas diretas para os clientes de E&P). Além disso, há uma concorrência mais difusa, que engloba outros players de IRMD, incluindo os menores, que não necessariamente atuam no segmento de infraestrutura submarina no Brasil. 96. De acordo com as Requerentes, a prestação de serviços de IRMD não é a atividade principal das Partes no Brasil, especialmente quando não estão relacionados aos seus próprios projetos SURF. 97. Os serviços de IRMD prestados pelas Requerentes no Brasil em campos offshore normalmente incluem as seguintes atividades: · Soluções e serviços de reparo durante todo o ciclo de vida de uma instalação offshore, incluindo itens de emergência, monitoramento de desempenho, amostragem/teste e descomissionamento; e · Suporte à perfuração, intervenção submarina por meio de veículos operados remotamente (ROVs) e operações de ferramental, que podem suceder o projeto OECM durante o seu ciclo de vida. 98. Tendo em vista os achados do teste de mercado, é pertinente no presente caso analisar dois cenários:

o principal que considera (i) o mercado de IRMD sem segmentação – definição endossada pela ampla maioria dos agentes oficiados ao longo da instrução –, mas também o cenário específico para as atividades de (ii) Descomissionamento. 99. Portanto, define-se a dimensão produto do mercado como sendo composta pelos serviços de Inspeção, Reparo, Manutenção e Descomissionamento, sendo avaliado também, de forma isolada, o segmento específico de Descomissionamento. V.2.2. Dimensão Geográfica 100. As Requerentes não propuseram uma delimitação geográfica específica para o mercado de IRMD, limitando-se a fornecer dados para os cenários nacional e mundial. 101. Empresas consultadas no teste de mercado alegaram que a presença física com instalações produtivas no Brasil pode ser um fator de vantagem competitiva. 102. Por outro lado, fornecedores globais normalmente costumam submeter propostas comerciais para realizar serviços de IRMD no país. A manifestação da concorrente [ACESSO RESTRITO AO CADE] é ilustrativa quanto a esse ponto: Embora a presença física no Brasil (como escritório, base operacional ou parceria com estaleiros locais) possa facilitar aspectos logísticos e regulatórios, ela não é um requisito indispensável para que empresas estrangeiras atuem de forma competitiva no território brasileiro no caso de IRMD.

Trata-se de um segmento essencialmente global, em que os principais fornecedores operam de maneira integrada e costumam mobilizar recursos, embarcações e equipes especializadas a partir de diferentes países, conforme a localização do projeto. Na prática, muitos serviços podem ser prestados de forma remota ou com mobilização temporária de ativos, especialmente em atividades de inspeção e monitoramento. Além disso, contratações por operadoras multinacionais frequentemente envolvem estruturas contratuais que permitem a participação de empresas sediadas no exterior, desde que cumpram requisitos técnicos e de segurança. Em síntese, a presença local pode representar conveniência, mas não é fator determinante de competitividade. O que tende a definir o sucesso no mercado de IRMD é a capacidade técnica, a experiência e a disponibilidade de ativos especializados, independentemente da localização da base principal do fornecedor. (grifos nossos). 103. Ademais, quando questionada sobre os processos competitivos de serviços de IRMD no Brasil, a Sistac Sistema citou: “[é] um mercado de fornecedores globais, porém a maioria possui sede no Brasil.”[42] 104. Conforme se verá adiante, a Operação não suscita maiores preocupações concorrenciais qualquer que seja o cenário adotado. Visando demonstrar tal conclusão, serão apresentadas as participações de mercado em ambos os cenários. 105.

Portanto, no presente caso, a dimensão geográfica do mercado relevante de IRMD, bem como do segmento de Descomissionamento, será avaliada em níveis nacional e mundial. V.3. Mercado de instalação SURF V.3.1. Dimensão Produto V.3.1.1 Sistema SURF e seus agentes 106. Conforme discorrido acima, o sistema SURF pode ser compreendido com um subsistema que se integra a outros subsistemas (como o SPS, as plataformas e os trunklines) para formar um sistema maior de produção e transporte de petróleo e gás natural. 107. Especificamente, um sistema SURF consiste em uma infraestrutura submarina composta por tubulações e cabos denominados de umbilicais, risers e flowlines. Um sistema SURF conecta equipamentos de SPS instalados no fundo do mar à instalação de superfície (plataforma fixa ou flutuante), transportando hidrocarbonetos e transferindo sinais, energia e outros materiais entre a superfície e o ambiente submarino. 108. O sistema SURF recebe o óleo cru coletado pelo SPS via flowlines e risers e, através dos umbilicais, fornece a energia e os comandos hidráulicos necessários para que o SPS funcione de forma automatizada e segura no fundo do mar. 109. O sistema SURF também se conecta à plataforma por meio de sistemas de ancoragem e suporte de topo, entregando o fluido bifásico para a planta de processamento da plataforma e dela recebe os comandos operacionais que serão enviados de volta aos poços. 110.

Após a plataforma separar e tratar o petróleo e o gás, o excedente (principalmente o gás natural) precisa ser escoado. O SURF atua na conexão de saída da plataforma, ligando-a às trunklines. 111. A figura abaixo ilustra esse processo. Figura 5 - Ambiente submarino com Sistema SURF Fonte: Requerentes (SEI 1615081). 112. Os componentes SURF e suas respectivas funcionalidades são descritas abaixo: · Flowlines (Linhas de Fluxo) O que são: Tubulações assentadas horizontalmente no leito marinho. Podem ser rígidas (feitas de aço carbono com revestimento anticorrosivo) ou flexíveis (compostas por várias camadas sobrepostas de polímeros e armaduras de aço). Funções: Transportam o fluido bruto vindo diretamente da Árvore de Natal Molhada (ANM)[43] do poço até um manifold (coletor)[44], ou deste até a base do sistema de risers. Também servem para o inverso: injetar água ou gás nos poços para manutenção de pressão do reservatório. · Risers (Dutos Verticais de Produção) O que são: Tubulações que sobem verticalmente (ou em curvas dinâmicas projetadas) do fundo do mar até a plataforma na superfície. Devido ao movimento da onda e da própria plataforma, os risers precisam suportar a fadiga mecânica. Funções: Conduzem os hidrocarbonetos da base do leito marinho até a unidade de processamento na superfície. Podem ser configurados como Flexible Risers (linhas flexíveis em formato de catenária livre ou ondas) ou Steel Catenary Risers (SCR - linhas de aço rígido em catenária).

· Umbilicals (Cabos Umbilicais) O que são: Cabos de feixe multifuncional que unem a plataforma diretamente aos equipamentos subaquáticos. Não transportam a produção de óleo. Funções: Atuam como o sistema nervoso e circulatório do campo. Contêm em seu interior linhas hidráulicas (para abrir e fechar válvulas no fundo do mar), cabos elétricos e de fibra óptica (para mandar energia e receber dados de sensores de pressão e temperatura) e mangueiras para injeção de produtos químicos (como inibidores de hidrato e corrosão). 113. Do exposto, depreende-se que a constituição de um sistema SURF possui dois momentos principais: (i) a fabricação dos componentes e (ii) o lançamento e a instalação dos cabos e dutos. Cada um desses momentos requer infraestruturas e ativos específicos, como fábricas, estaleiros e embarcações especializadas. 114. De forma sintética, é possível classificar os agentes em três grupos (não mutualmente excludentes): · Grupo 1: agentes que fabricam e fornecem um ou mais componentes (caso dos umbilicais, risers e flowlines. · Grupo 2: agentes que realizam a instalação dos componentes SURF, mas não produzem componentes, adquirindo-os do primeiro grupo. · Grupo 3: agentes que realizam o fretamento de embarcações para que o segundo grupo ou mesmo os clientes realizem a instalação dos componentes SURF. 115. O Grupo 1 é composto pelos “fabricantes de hardware”, ou seja, de umbilicais, risers e flowlines. 116.

O quadro abaixo traz uma relação de fabricantes de componentes SURF e das atividades pelas elas desempenhadas. Quadro 7 - Principais fabricantes de risers, flowlines e umbilicais. Empresa Componentes SURF produzidos Baker Hughes Produz risers flexíveis e flowlines, embora não fabrique umbilicais e nem disponha de frota PLV para instalação de componentes SURF. (SEI 1643321) Vallourec Produz tubos de aço sem costura projetados para uso como risers rígidos e linhas de fluxo em projetos offshore de petróleo e gás. Esses tubos são fabricados nas instalações da Vallourec no Brasil para aplicações em águas profundas e ultraprofundas. Fornece revestimentos anticorrosivos e de isolamento térmico para tubos de aço. Também fornece acessórios e componentes tubulares utilizados na montagem e instalação de sistemas SURF. A Vallourec não fornece umbilicais. (SEI 1643324) Confab (Tenaris) Produz tubos rígidos de aço carbono que possuem aplicação como risers ou flowlines, incluindo o revestimento externo característico desses materiais e excluindo a montagem do tubo interno (“liner”) feito de liga resistente à corrosão (“CRA”). (SEI 1696897) H. Butting Fornece tubos bimetálicos (ou tubos revestidos), um tubo externo de aço carbono sem costura e um tubo de liga especial soldado no interior. (SEI 1643319) Cladtek Produz tubulação revestida com ligas anticorrosivas, que são aplicáveis nas linhas de risers e flowlines. A Cladtek não fabrica componentes umbilicais.

(SEI 1643323) TechnipFMC Produz e instala tubos flexíveis e umbilicais e instala tubos rígidos. Fornece soluções EPCI completas no mercado de SURF EPCI, abrangendo todos os principais equipamentos e serviços necessários para uma infraestrutura submarina. (SEI 1643299) Fonte: Elaboração SG-Cade com informações do teste de mercado. 117. As Requerentes afirmam que não são fornecedoras de partes avulsas de sistema de SURF (ou seja, umbilicais, risers e flowlines, de modo separado e independente), tanto globalmente quanto no Brasil, os quais normalmente são adquiridos de terceiros na cadeia de suprimentos[45]. 118. O quadro abaixo traz as empresas que compõem o Grupo 2 e o Grupo 3 ou ambos os grupos simultaneamente. Quadro 8 – Concorrentes das Requerentes que instalam e ou fretam embarcações especializadas na instalação de componentes SURF Empresa Atividades desenvolvidas Mota Engil Atua em projetos de infraestrutura, na área de Óleo e Gás no mercado brasileiro, desenvolvendo atividades de EPCI, IRMD e OECM em projetos de SURF e em Sistemas Submarinos (dutos de escoamento e equipamentos) no litoral em águas rasas e profundas (Bacias de Campos, Santos, Espírito Santo e demais bacias petrolíferas). Atua ainda em projetos de unidades industriais (refinarias, plantas de gás, etc), na malha de dutos terrestres e na construção de unidades de produção (FPSOs).

(SEI 1643294) DOF A DOF é uma multinacional de origem norueguesa que atua globalmente no mercado de navegação de apoio marítimo, voltada primariamente para a indústria de petróleo e gás. O grupo DOF é especializado no atendimento dos nichos mais complexos do apoio offshore. O grupo DOF não realiza a instalação de componentes SURF no Brasil. (SEI 1643295) Seabras Sapura (Seagems) A Seagems Offshore é uma joint venture entre a Sapura Energy e a Paratus Energy dedicada à prestação de serviços de engenharia, construção e manutenção offshore (OECM) no Brasil. A empresa atua exclusivamente no setor de energia offshore, com foco em projetos de instalação de dutos e umbilicais submarinos (SURF), bem como em serviços de IRMD de campos de petróleo e gás. A Seagems opera seis embarcações do tipo PLSV (Pipe Laying Support Vessel) em regime de afretamento para a Petrobras, atendendo às principais bacias de exploração e produção de óleo e gás do país, notadamente as regiões do pré-sal e pós-sal da Bacia de Santos, Bacia de Campos e Bacia do Espírito Santo. (SEI 1643297) McDermott A McDermott fornece soluções de Engenharia, Procurement, Construção e Instalação (EPCI) para o setor de energia, operando por meio de três linhas de negócios: (a) Soluções de Baixo Carbono (LCS), (b) Instalações Submarinas e Flutuantes e (c) Offshore, que opera exclusivamente no Oriente Médio.

A unidade de negócios de Instalações Submarinas e Flutuantes oferece serviços completos de EPCI, integrando soluções de instalações submarinas, offshore e flutuantes, desde a concepção até a inicialização. Embora a McDermott não fabrique componentes-chave de SURF, como tubos flexíveis, umbilicais ou linhas de fluxo rígidas, ela fornece serviços integrados de EPCI para infraestrutura submarina, incluindo engenharia, procurement e instalação de sistemas SURF, com o suporte de uma frota global. No Brasil, a unidade de negócios SURF concentra-se nos escopos de EPCI e instalação, com componentes-chave do sistema SURF adquiridos por meio de competição no mercado. (SEI 1643298) TechnipFMC No Brasil, o Grupo TechnipFMC atua na prestação de serviços de Engenharia, Aquisição e Construção (EPC) e de Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação (EPCI) para clientes do setor de óleo e gás. O segmento Subsea está dividido em duas atividades principais: Sistemas SPS e SURF, que inclui o fornecimento (por meio de produção interna ou aquisição de terceiros) de umbilicais, risers e flowlines, bem como serviços de inspeção, reparo e manutenção de infraestruturas submarinas. (SEI 1643299) Allseas A Allseas Brasil Serviços de Instalação de Dutos Ltda. é o braço nacional da companhia suíço-holandesa Allseas, uma das maiores operadoras globais em engenharia e construção no mercado de energia offshore.

No Brasil, o foco principal de suas atividades está no segmento SURF, atuando em projetos complexos em águas ultraprofundas (especialmente no Pré-Sal). Suas principais atribuições englobam: a Engenharia e Gestão de Projetos (EPCI); Lançamento e Instalação de Dutos (Pipelay); Construção e Fabricação Submarina; Afretamento e operação de navios de lançamento de dutos de alta capacidade. Informações disponíveis em https://www.allseas.com/en. Fonte: Elaboração SG-Cade com informações do teste de mercado. 119. De início, observa-se que as empresas que, de alguma forma, prestam serviços ou fabricam componente SURF também costumam atuar em outros segmentos da indústria de petróleo e gás. 120. No que tange ao segmento SURF, verifica-se que os modelos de negócios são diversos. Além das empresas especializadas na fabricação de um ou mais componentes (Grupo 1), há empresas que somente fretam embarcações (caso da DOF, integrante do Grupo 3) para que empresas do Grupo 2 (como Saipem, Subsea7, Mcdermott, Allseas e Technip) realizem o serviço de instalação, atividade não exercida pela DOF. 121. Há empresa que integram tanto o Grupo 2 como o Grupo 3, caso da Requerente Subsea7 e da Seagems Sapura, que tanto fretam embarcações para clientes que então assumem a responsabilidade pela instalação dos dutos, mas que também utilizam suas próprias embarcações para prestar tal serviço.

É possível, sendo uma prática realmente verificada no mercado, que mesmo empresas do Grupo 2, que possuam frota própria, recorram a embarcações de empresas do Grupo 3 para realizar a atividade de instalação de dutos. 122. Por fim, há o caso da TechnipFMC, empresa verticalizada que está presente no Grupo 1 e no Grupo 2. V.3.1.2 Controvérsias na definição do mercado relevante 123. Tendo em vista esse quadro de possibilidades, cabe identificar com precisão o recorte em que efetivamente as atividades das Requerentes no segmento SURF se sobrepõem. 124. No Formulário de Notificação (SEI 1615081), as Requerentes declararam expressamente que não são fornecedores de componentes SURF para terceiros, isto é, não compõem o Grupo 1): as Requerentes não são fornecedoras de partes avulsas do sistema de SURF no sentido estrito de produção de equipamentos de hardware (ou seja, umbilicais, risers e flowlines, de modo separado e independente) tanto globalmente quanto no Brasil, que normalmente são adquiridos de terceiros na cadeia de suprimentos. [...] Conforme explicado nas etapas anteriores, as Requerentes são fornecedoras de projetos OECM e competem no mercado brasileiro pelo fornecimento de soluções completas de SURF solicitadas por clientes de E&P no formato EPCI (ou seja, serviços de engenharia, aquisição, construção e instalação) – de forma semelhante a um “empreiteiro civil”. (grifos no original). 125.

Todavia, a estrutura de oferta inicialmente apresentada pelas Requerentes contemplava, além de empresas dos Grupos 2 e 3, empresas do Grupo 1. 126. Ocorre que as empresas que compõem o Grupo 1, com exceção da TechnipFMC, não dispõem de embarcações especializadas e nem realizam a instalação dos cabos e dutos que formam o sistema SURF, isto, não compõem os Grupos 2 e 3. Na prática, as empresas do Grupo 1 são fornecedoras e não concorrentes das empresas do Grupo 2, do qual fazem partes as Requerentes. 127. Em virtude dessa imprecisão na composição da estrutura de oferta informada no Formulário de Notificação, a Superintendência-Geral, por meio do Despacho SG 1625/2025 (SEI 1615081), determinou a emenda do presente Ato de Concentração para que fossem apresentadas estruturas de oferta que contemplassem somente empresas que realizem atividades similares, isto é, com elevado grau de substituibilidade em relação às atividades exercidas pelas Requerentes, o que implica não considerar os fornecedores de componentes SURF e outras empresas que exerçam somente atividades complementares. 128. O Despacho SG 1625/2025 determinou ainda que fossem fornecidas informações detalhadas acerca das embarcações utilizadas na instalação de sistemas SURF, bem como sobre as diferentes técnicas de instalação e dutos utilizados, além de outras informações adicionais. 129. Em sua resposta (SEI 1676869) ao Despacho SG 1625/2025, as Requerentes apresentaram as informações solicitadas. 130.

Para além da separação, no âmbito do segmento SURF, entre fornecedores de componentes e instaladores de cabos e dutos, considerada necessária pela SG para avaliar os efeitos concorrenciais da Operação; terceiros interessados admitidos no presente Ato de Concentração, bem como outros agentes oficiados durante a instrução processual, apresentaram argumentos que iam de encontro à visão das Requerentes quanto à unicidade do mercado de SURF. 131. Por meio de diversas manifestações, terceiros interessados, clientes e concorrentes enfatizaram as particularidades e os requisitos técnicos para a instalação de dutos em águas profundas. Em apertada síntese, Petrobras (SEI, 1625172, 1639857, 1655199), Technip (SEI 1625250, 1643299, 1657273, 1697522), Exxonmobil (SEI 1625182, 1635403, 1643314, 1702620), ABEP (SEI 1649812, 1650042) e Total (SEI 1643315, 1658102, 1697528) destacaram os desafios técnicos e, principalmente, a escassez de embarcações aptas a instalar dutos em águas profundas e ultraprofundas, as quais requereriam equipamentos especializados e elevada capacidade de tensão, cuja fabricação e adaptação demandam tempo e recursos elevados. 132.

Adicionalmente, Petrobras (SEI 1643316, 1639857, 1696926), Technip (SEI 1657273, 1697522, 1719903) e Total (SEI 1697528) destacaram a limitada substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis, notadamente nos campos do Pré-Sal em que a alta concentração de gás carbônico no fluido pode provocar o fenômeno SCC CO₂ (Stress Corrosion Cracking) em dutos flexíveis, gerando risco de falha prematura. Nesses casos, soluções com dutos rígidos em ligas resistentes à corrosão seriam mais indicadas para mitigar essa ameaça à integridade do sistema. 133. Assim, enquanto as Requerentes entendem que a definição de um mercado relevante único para os serviços SURF é a mais adequada, por melhor refletir a dinâmica concorrencial do setor[46], os terceiros interessados e outros agentes sugeriram ou expressamente propuseram segmentações diversas. 134. A terceira interessada e concorrente TechnipFMC, por exemplo, propôs que ao invés de se definir um único mercado relevante de SURF, fosse adotada a seguinte segmentação: (i) mercado de afretamento de longo prazo de embarcações PLSV (Pipe Laying Support Vessels) para a Petrobras; (ii) mercado de soluções de SURF para a Petrobras utilizando embarcações do tipo J-Lay, S-Lay e Reel-Lay; (iii) mercado de soluções de SURF para empresas privadas utilizando tanto embarcações PLSVs quanto J-Lay, S-Lay e Reel-Lay.[47] 135.

Em seu pedido de habilitação como terceira interessada (SEI 1625182), a Exxon propôs segmentações por tipo e capacidade das embarcações (se aptas, por exemplo, a instalar dutos em águas profundas). Também a Petrobras, em sua petição que complementou o pedido de habilitação como terceira interessada (SEI 1639857), argumentou a favor de um mercado de “prestação de serviços SURF no formato EPCI em águas profundas” (SEI 1639857). 136. A Petrobras propôs ainda uma segmentação por tipo de duto, se rígido ou flexível, dentre outras segmentações aventadas. 137. Diante da existência de dúvidas razoáveis acerca da substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis e entre as embarcações capazes ou não de realizar o lançamento desses dutos, em particular em águas profundas (de onde provém cerca de 80% do petróleo produzido no país), a Superintendência-Geral realizou a 2ª rodada do teste de mercado, bem como buscou colher informações adicionais acerca dos argumentos trazidos aos autos pelos terceiros interessados e pelas Requerentes. V.3.1.3 Tipologia de embarcações e dutos utilizados em sistemas SURF 138. A partir das informações obtidas, tanto das Requerentes como dos agentes oficiados, apresenta-se a seguir as embarcações especializadas no lançamento de dutos flexíveis e rígidos e os respectivos métodos de instalação: · Flex-lay: é o método de instalação de tubulações flexíveis e umbilicais em que os componentes são fabricados e depois coletados e carregados na embarcação.

Esses componentes são normalmente enrolados em bobinas verticais ou carrosséis horizontais. Durante a instalação, os componentes são desenrolados e implantados em uma calha vertical ou quase vertical, sendo colocados naturalmente no layout do fundo do mar. Embarcações Flex-lay operam com eficácia em águas muito rasas e ultra profundas. Tal método é mais eficaz e eficiente para projetos que exigem instalação rápida, trajetos complexos no leito marinho e a capacidade de acomodar expansões subsequentes. Figura 6 – Ilustrações de instalação de equipamentos submarinos pelo método Flex-lay Método Flex-lay Visualização do deck flexível Fonte: Requerentes (SEI 1654749). 139. Para dutos rígidos (normalmente fabricados em aço carbono para o transporte de petróleo e/ou gás natural) são empregadas três técnicas principais de lançamento, cada uma associada a determinados tipos específicos de embarcações, as quais são detalhadas a seguir[48]. · Reel-lay: no método Reel-lay (demonstrado no vídeo https://www.youtube.com/watch?v=aU4PihPAaF4) ocorre a fabricação de dutos onshore em longas seções usando uma base de carretel especializada. A embarcação chega ao porto, carrega a tubulação a ser instalada, enrolando-a em bobinas de grande diâmetro que são fixadas no lugar da embarcação. Uma vez offshore e em posição, os tubos são desenrolados. À medida que o tubo sai do carretel, ele passa por um alinhador e um sistema de endireitamento para garantir que o tubo esteja reto quando colocado.

Embarcações com esse método operam com eficácia em uma ampla gama de profundidades, desde águas rasas até aproximadamente 3.000 m. O método Reel-lay é limitado pelas características do tubo e normalmente não pode ser usado para grandes diâmetros acima de 18". O método de Reel-lay é caracterizado pela rápida instalação de tubos rígidos, o que o torna particularmente adequado para projetos de dutos rígidos com prazos de instalação restritos, por exemplo, em regiões com condições climáticas adversas. Figura 7 – Esquema do método Reel-lay Fonte: Requerentes (SEI 1676869). Figura 8 - Embarcação Seven Vega da Subsea7 (método Reel-lay) Fonte: Subsea7[49] · S-lay: o método S-lay (demonstrado no vídeo https://www.youtube.com/watch?v=2bAottr6AxY) consiste na soldagem de seções individuais de tubos a bordo de uma embarcação especializada, em uma longa linha de montagem horizontal, e na implantação do oleoduto sobre um “ferrão”. O tubo cria uma curva em “S” distinta à medida que se desloca da embarcação, através da água, até o leito marinho. Embarcações especializadas com capacidade para o método S-lay, como a Castorone da Saipem, conseguem instalar os tubos de forma rápida e contínua, cobrindo longas distâncias em uma única campanha. As embarcações S-lay podem operar em profundidades rasas (a partir de 10 m) até cerca de 1.000 m, sendo que as embarcações S-lay modernas mais avançadas também são capazes de operar em profundidades de até 3.000 m.

Essas embarcações também podem operar uma grande variedade de diâmetros de tubos, variando de 4’’ a mais de 36’’. O método S-lay é particularmente adequado para a instalação de Trunklines, mas – dependendo das capacidades S-lay da embarcação em questão – também pode ser usado para a instalação de flowlines e risers. Figura 9 - Método S-lay[50] Fonte: Requerentes (SEI 1654749). · J-lay: o método J-lay (demonstrado no vídeo https://www.youtube.com/watch?v=_OVCUXuLYuU) consiste em uma torre alta a bordo da embarcação que levanta o tubo e o insere quase verticalmente no mar. O tubo faz apenas uma curva, criando o formato característico de “J”. Embarcações J-lay podem operar em profundidades que variam de algumas centenas de metros até águas ultra profundas, tipicamente entre 1.000 m e 3.000 m. Além disso, o método J-lay é ideal para instalações onde a fadiga e a tensão de flexão dos tubos precisam ser minimizadas. Figura 10 - Método J-lay Fonte: Requerentes (SEI 1654749). 140. Em complemento às informações supracitadas, a empresa Mota-Engil (SEI 1696924) contextualizou diferenças de tamanho de dutos (cumprimento e diâmetro) em relação aos métodos de lançamento: • Reel lay – método aplicável para dutos rígidos (de aço) com diâmetro inferior a 14 polegadas. Adequado a comprimentos não superiores a 10km. Os tubos são soldados em tramos contínuos e acomodados em carreteis de grande capacidade.

A tensão de lançamento/instalação é mantida por um sistema de lançamento vertical conhecido como VLS. • Flex lay (nomenclatura pouco utilizada) – lançamento de [dutos] flexíveis e umbilicais por meio do armazenamento dos comprimentos contínuos em bobinas, carrossel ou similares. A tensão de lançamento /instalação é mantida por torres de lançamento (VLS) ou sistemas horizontais de lançamento (HLS). • S-lay – método de lançamento aplicável para dutos rígidos (de aço) com diâmetro com diâmetros até 60 polegadas. Adequado a grandes comprimentos > 30km. Os tubos são soldados em tramos contínuos e alinhados na linha de lançamento (fire line) para que seja lançado e acomodado no leito marinho. A tensão de lançamento/instalação é mantida por um sistema de lançamento horizontal, conhecido como HLS e mantida a integridade e raio de curvatura durante o lançamento por um sistema denominado controlador de curvatura “stinger”. • J-lay – método de lançamento aplicável para dutos rígidos (de aço) com diâmetro com diâmetros até 30 polegadas. Adequado a grandes comprimentos até 30km. Os tubos são soldados em tramos contínuos e alinhados verticalmente na torre de lançamento em tramos contínuos que podem chegar a 72 metros onde está a estação de soldagem (welding station). A tensão de lançamento/instalação é mantida por um sistema de lançamento vertical, constituído por uma torre e tensionadores/elevadores. 141.

Ressalte-se que algumas embarcações mais modernas possuem a capacidade de instalação de dutos pelos métodos S-lay e J-lay. Por exemplo, a embarcação JSD6000 da Saipem (representada na figura a seguir) possui essa dupla capacidade segundo detalhes disponíveis no vídeo https://www.youtube.com/watch?v=CmigKnAKm08. Figura 11 - Embarcação JSD6000 da Saipem Fonte: Saipem[51] 142. O cerne da divergência entre as Requerentes e os terceiros interessados reside basicamente na disponibilidade de embarcações capazes de lançar dutos rígidos em águas profundas. Isso, por sua vez, decorre das diferentes visões acerca da substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis. 143. Isso porque, enquanto as Requerentes argumentaram que: A substitutibilidade geral entre soluções de dutos flexíveis e rígidos é evidente pelo fato de ambas constituírem alternativas viáveis e competitivas nas licitações, sendo possível empregar diferentes métodos pelos clientes em uma mesma região, inclusive no Brasil. A substitutibilidade pelo lado da demanda também se comprova pelos inúmeros exemplos em que clientes de E&P alteraram a solução inicialmente prevista antes ou durante o processo licitatório (SEI 1676869). 144. Os terceiros interessados argumentaram em sentido oposto.

Petrobras (SEI 1625172 e 1639857), Technip (SEI 1625250), ExxonMobil (SEI 1625182) e ABEP (SEI 1625104 e 1649647) afirmaram que substituição entre esses dutos rígidos e flexíveis é limitada, sendo dependentes do projeto e fortemente influenciada por critérios técnicos e operacionais. 145. Segundo a Petrobras (SEI 1696926): [...] o uso de dutos flexíveis nas condições dos reservatórios do Pré-Sal brasileiro ainda não está disponível comercialmente, em função da contaminação do fluído por CO2 e H2S principalmente. Uma nova estrutura de dutos flexíveis encontra-se em pesquisa e desenvolvimento há cerca de 10 anos. Como alternativa, as operadoras utilizam dutos rígidos com revestimento metálico interno resistente à corrosão à base de níquel, conhecidos como dutos lined ou MLP – Mechanically Lined Pipe. Sendo assim, a seleção da solução técnica depende de diversos fatores, como temperatura, pressão, teor de contaminantes, presença de água e composição do fluido, não sendo, portanto, uma decisão simples ou direta. A definição da tecnologia adequada exige estudos aprofundados ainda na fase conceitual do desenvolvimento do campo, com a participação de especialistas internos que avaliam dados de ensaios provenientes de processos de qualificação. Esses processos estabelecem os limites de aplicação de cada estrutura de duto flexível.

Assim, um fabricante pode dispor de tecnologia capaz de resistir até determinado nível de contaminantes, enquanto outro pode não apresentar solução equivalente. É importante pontuar que os dutos rígidos, por serem metálicos, também estão sujeitos aos mesmos riscos de fragilização. Contudo, seu método de fabricação e geometria permitem a aplicação de um revestimento metálico interno resistente à corrosão à base de níquel, conhecido como duto lined ou MLP. Trata-se de uma tecnologia já consolidada na indústria, prevista em normas, com ao menos dois fornecedores disponíveis no mercado e outros três em processo de qualificação. Portanto, para as condições mais adversas, como contaminantes dos fluidos (H2S e CO2, entre outros), além de projetos com lâminas d’agua acima de 2.500m de profundidade, atualmente a solução com dutos rígidos são as mais apropriadas e duradouras, apresentando o melhor retorno aos projetos. 146. De fato, o fenômeno do SCC CO₂ (Stress Corrosion Cracking) é reconhecido na literatura sobre a exploração de petróleo. Sobre esse ponto, Morais (2013) explica que: O dióxido de carbono (CO2) e o gás sulfídrico (H2S) existentes nos hidrocarbonetos do Pré-sal, e ainda a alta presença de cloreto na água, constituem elementos contaminantes, com potenciais efeitos de corrosão nos materiais fabricados em aço que ficarão expostos aos fluidos produzidos, como a coluna de produção no interior dos poços e os risers de aço;

pode ocorrer ainda fadiga nos materiais, no caso do H2S (Sotomayor, 2011). Já foi verificado que o uso de produtos químicos inibidores da corrosão não representa, em prazos longos, solução para evitar esse problema nos materiais, razão pela qual nos locais submarinos com alta pressão haverá necessidade da utilização de ligas de metais e aços especiais nos equipamentos. Os resultados dos estudos relativos às especificações dos aços especiais e ligas indicados para as condições ambientais no Pré-sal de Santos podem ser encontrados em Beltrão et al. (2009). As altas proporções de impurezas encontradas em reservatórios de petróleo no mar, tais como o gás sulfídrico (H2S) e o dióxido de carbono (CO2) provocam corrosão nos materiais e equipamentos que entram em contato com os hidrocarbonetos extraídos, como árvores de natal e risers. Sotomayor (2011) cita os seguintes problemas de corrosão: corrosão por ácido carbônico, corrosão localizada por sulfetos, cloretos e pelo oxigênio, corrosões em operações de acidificação, corrosão sob tensão e trincas por hidrogênio. No caso do aço empregado nas tubulações e nos revestimentos dentro do poço, os problemas de corrosão são agravados pela falta de dispositivos capazes de realizar funções de monitoramento remoto para a identificação das falhas nos materiais.[52] 147.

Por outro lado, ao longo de suas manifestações, as Requerentes apresentaram evidências tanto de uso passado de duto flexíveis em águas profundas como de perspectivas para o desenvolvimento de dutos flexíveis capazes de lidar com o fenômeno SCC CO₂. 148. Os efeitos do fenômeno SCC CO₂ sobre a integridade dos dutos flexíveis e suas consequências sobre o ambiente concorrencial serão demonstrados e avaliados quando da análise de rivalidade. V.3.1.4. SURF como um mercado de projetos 149. Se por um lado é necessário evitar considerar como rivais agentes que são principalmente fornecedores das Requerentes, por outro é preciso ter em vista que segmentações excessivas geram como efeito colocar em mercados relevantes distintos agentes que, em alguma medida, rivalizam. 150. Conforme consignado na Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI º 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE), que declarou complexo o presente Ato de Concentração, dentre as segmentações aventadas por terceiros, algumas escapam ao conceito de mercado relevante. Proposições no sentido de segmentar o mercado de acordo com o tipo de cliente (se Petrobras ou outros clientes) não encontram guarida na melhor prática antitruste. 151. O fato de um cliente possuir elevado poder de compra ou mesmo ser um monopsonista define a estrutura do mercado (monopólio/monopsônio, oligopólio/oligopsônio, etc), mas não o mercado em si, o qual é definido pelas suas dimensões produto e geográfica. 152.

Também não é adequado segmentar o mercado por modelo de contratação. Para o cliente importa que sua necessidade seja atendida. A decisão quanto ao modelo de contratação – turnkey, partes do projeto ou somente o afretamento de embarcações – depende das preferências e do porte/expertise do cliente, que pode optar por fragmentar a contratação para ampliar o número de participantes ou mesmo realizar internamente algumas das etapas do projeto. 153. Por sua vez, cabe a cada concorrente avaliar seu custo de oportunidade e decidir se o modelo de contratação proposto é recompensador ou não. 154. No contexto do mercado de SURF, os projetos turnkey possuem a nomenclatura de “EPCI” (Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação) e abrangem o design, a engenharia, a aquisição, a construção e a instalação. Nesse formato, o fornecedor é responsável por praticamente todos os aspectos o projeto, desde o design inicial até a configuração e instalação dos dutos e cabos no leito marinho. 155. De forma geral, a empresa capaz de ofertar soluções turnkey/EPCI também será capaz de ofertar soluções fragmentadas. Se há um menor número de empresas dispostas a ofertar determinado tipo de solução, isso está relacionado à profundidade do mercado e não à definição do mercado relevante. Trata-se de um aspecto relacionado ao grau de rivalidade no mercado mesmo ou à ausência dela. 156.

A despeito de tais considerações, reconhece-se que a exploração de petróleo em águas profundas, em particular em campos do Pré-sal, impõe desafios não verificados, por exemplo, na exploração em águas rasas. 157. Nesse sentido, as proposições de alguns agentes do setor para que o mercado seja segmentado de modo a somente considerar os players capazes de lançar e instalar dutos rígidos em águas profundas possui elementos de razoabilidade. 158. Contudo, tais proposições enfrentam dificuldades práticas e objetivas para sua concretização. 159. A partir das informações colhidas na instrução processual, a delimitação do que seria águas rasas, intermediárias, profundas e ultraprofundas não é única, variando de acordo com a tecnologia adotada, com a geografia (as prateleiras continentais têm inclinações diferentes), definições regulatórias – a ANP pode adotar faixas específicas para fins de leilões e tributação que diferem das definições da EIA (Energy Information Administration) dos EUA e de empresas europeias.[53] 160. Também com relação aos tipos de dutos, a segmentação não é trivial. Enquanto terceiros como Petrobras e Technip apontam para a necessidade e mesmo para a não substituibilidade dos dutos rígidos por flexíveis em campos do Pré-Sal, as Requerentes aduzem que, exceto por condições extremas, os dutos flexíveis constituem alternativa viável para os dutos rígidos.

Além disso, as Requerentes mencionam que a Petrobras lançou um programa de desenvolvimento com fornecedores de dutos flexíveis, cujo objetivo seria criar produtos capazes de suportar a corrosão e substituir dutos rígidos em futuras licitações.[54] 161. Além das posições discordantes, é preciso considerar que dutos rígidos e flexíveis podem ser utilizados simultaneamente em um mesmo projeto, por exemplo, com o flowline sendo rígido e o riser flexível (embora também possa ser rígido), combinados com os umbilicais que são sempre flexíveis. 162. Uma eventual segmentação por tipo ou tipos de embarcações Pipe Laying Vessels (PLVs) também enfrentaria dificuldades e possivelmente imprecisões. Considerando as informações obtidas até o momento, as embarcações J-Lay, Reel-Lay e S-Lay são aptas a lançar dutos rígidos, inclusive em águas profundas, a depender de seu porte e recursos técnicos. 163. Ao mesmo tempo, diversos outros agentes descreveram características e apontaram variações quanto às melhores aplicabilidades das diferentes embarcações.

Para além das já mencionadas manifestações dos terceiros interessados, as respostas de McDermortt (SEI 1696916), Mota-Engil (SEI 1696924), Ocyan (SEI 1696923), Equinor (SEI 1696927), Shell (SEI 1697529) e Prio (SEI 1697527) permitem inferir que as embarcações J-Lay, Reel-Lay e S-Lay, ao passo que possuem algum grau de substituibilidade, não são substitutos perfeitos, com o uso ótimo de cada tipo de embarcação variando conforme o diâmetro dos dutos a serem instalados, profundidade, geografia do fundo do mar, dentre outros fatores. 164. Seria possível ainda segmentar as embarcações por capacidade de tensionamento e mesmo para cada tipo particular essa capacidade pode apresentar variações.[55] 165. Por fim, é preciso considerar que ainda que haja substituibilidade do ponto de vista técnico-operacional, essa substituição pode não ser economicamente recompensadora. Assim, por exemplo, embarcações aptas a operar em condições adversas e complexas, que demandem maior capacidade e especialização, também podem, tecnicamente, atuar em condições mais amenas. Entretanto, o custo operacional, assim como o custo de oportunidade mais elevado das embarcações de maior capacidade podem reduzir, por razões econômicas, o grau de substituibilidade dessas embarcações com aquelas de menor porte e com menos atributos. 166.

Toda essa complexidade dificulta ou mesmo impossibilita a delimitação, com precisão, de intervalos ótimos para a utilização dos diferentes tipos de dutos e embarcações para fins de definição de mercados relevantes específicos. 167. Contudo, ainda que fosse viável, tal segmentação poderia ser inadequada caso os intervalos ótimos das diferentes soluções se sobreponham, ainda que parcialmente, e esse parece ser justamente o caso do mercado ora em análise. 168. Com efeito, trata-se de um mercado de projetos, em que as possíveis soluções são criadas a partir das necessidades do cliente (impostas em grande medida pelas características do campo a ser explorado) e das capacidades (disponíveis) dos prestadores do serviço. Assim, não há soluções de prateleiras nesse mercado, mas sim soluções customizadas que variam de acordo com os ativos disponíveis e expertise do prestador do serviço. V.3.1.5 Conclusão quanto à dimensão produto 169. Tendo em vista todo o exposto nesta seção, que se baseou no extenso teste de mercado conduzido pela SG, oportunidade em que diversos agente do setor puderam apresentar suas visões acerca do funcionamento do mercado, entende-se que o mercado relevante deve ser definido de modo a incluir todos os agentes que efetivamente exercem pressão competitiva sobre as Requerentes no segmento SURF. 170.

Isso implica, por um lado, em excluir os players que são somente fornecedores de hardware SURF (notadamente umbilicais, risers e flowlines), uma vez que as Requerentes não produzem esses componentes, e incluir os agentes que rivalizem com as Requerentes na oferta de serviços e ativos, principalmente na instalação de dutos e no fretamento de embarcações para essa finalidade.[56] 171. Conforme já discutido anteriormente e aprofundado posteriormente quando da análise de rivalidade, os clientes tanto podem demandar soluções completas (formato EPCI), mas também podem adquirir componentes, afretar embarcações, contratar os serviços de instalação de diferentes agentes. Interessa avaliar, portanto, as capacidades dos diferentes agentes em oferecer diferentes soluções, seja em termos de expertise, seja em disponibilidade de ativos. 172. Dessa forma, para o presente Ato de Concentração, define-se o mercado relevante como o de serviços de instalação de componentes SURF ou, de forma resumida, como “instalação SURF”, incluindo a disponibilização de embarcações PLV para tal finalidade. 173. Não obstante, visando sanar as preocupações concorrenciais suscitadas ao longo da instrução, será analisado de forma pormenorizada o subsegmento de instalação de componentes SURF em águas profundas, o que implica analisar detidamente os efeitos da Operação sobre a exploração de petróleo nos campos do Pré-Sal. V.3.2. Dimensão Geográfica 174.

O teste de mercado conduzido pela SG identificou realidades distintas no segmento SURF para fabricantes de componentes e instaladores de cabos e dutos submarinos. 175. Enquanto para o primeiro grupo (Grupo 1 na tipologia adotada), possuir presença local pode constituir vantagem competitiva ou mesmo condição necessária para competir em licitações nacionais, para o segundo grupo (Grupo 2 da tipologia) a presença local não possui a mesma relevância. 176. Os esclarecimentos prestados pela concorrente Seabras Sapura (Seagems) (SEI (1643297) em resposta à primeira rodada do teste de mercado são bastante ilustrativas a esse respeito. Na avaliação da Seagems, a presença física com instalações produtivas no Brasil pode ser um fator de vantagem competitiva, mas não é condição absoluta para que fornecedores disputem seleções no mercado nacional de SURF. Isso porque: A Petrobras e outras operadoras historicamente valorizam fornecedores com base local, devido a requisitos de conteúdo local, logística, suporte técnico e redução de prazos. Fabricantes como TechnipFMC, BakerHughesPrysmian e NOV mantêm plantas no Brasil justamente para atender a essas exigências. Entretanto, empresas sem fábricas no Brasil também conseguem disputar licitações, importando componentes fabricados no exterior, desde que atendam às regras de conteúdo local e sejam competitivos em termos de preço, prazo e logística (ex.: Aker Solutions, Oceaneering, Saipem em algumas linhas de suprimento).

Em mercados de instalação submarina (PLSVs e IRMD), a presença produtiva local não é necessária, mas a disponibilidade de embarcações e infraestrutura portuária no Brasil é fundamental para garantir competitividade operacional. Portanto, embora a presença industrial no Brasil seja um fator diferenciador relevante, especialmente em umbilicais e linhas flexíveis, ela não constitui uma barreira absoluta, já que fornecedores internacionais conseguem competir por meio de importações e parcerias locais. [...] Nos principais processos competitivos do mercado de SURF no Brasil participam fornecedores situados ao redor do mundo, não apenas empresas estabelecidas no país. A Petrobras e demais operadoras estruturam licitações em âmbito internacional, atraindo fabricantes e prestadores de serviço globais. (grifos nossos). 177. As características dos processos produtivos e a regulação vigente explicam por que a presença local pode ser essencial para o Grupo 1, mas não para o Grupo 2. 178. A produção de componentes SURF ocorre, primariamente, em fábricas que estão fixas em determinado território. Ainda que seja possível utilizar componentes produzidos em outros países; fatores logísticos, custos de transporte, suporte técnico e, principalmente, regras de conteúdo local[57] conferem vantagens e, no limite, uma reserva de mercado para os fabricantes com instalações no Brasil. 179. Por sua vez, a instalação de cabos e dutos é realizada por embarcações que, por definição, são ativos móveis.

180. As embarcações que realizam a instalação de componentes SURF são ativos altamente especializados, de elevado valor e, por isso, de número relativamente reduzido quando comparado a outros tipos de embarcações. Em virtude disso, as mesmas embarcações atendem a clientes por todo o mundo, fato esse corroborado pelos agentes que participaram do teste de mercado. 181. Além disso, a possibilidade de bloqueio de embarcações estrangeiras que decorre do procedimento de circularização estabelecido pela Resolução Normativa nº 01 ANTAQ, de 13 fevereiro de 2015 não afeta as embarcações do tipo PLV, uma vez que não existem tais embarcações com bandeira brasileira. 182. Não obstante tais elementos, considerando que o histórico de contratações pode ser um critério de qualificação em licitações e que a exploração e produção de petróleo nos campos do Pré-sal apresenta desafios técnicos muito distintos daqueles encontrados em águas rasas, a análise incluirá também o cenário nacional. 183. Portanto, define-se o mercado de serviços de instalação de componentes SURF como mundial, sendo considerado, para fins análise, um adicional cenário nacional. V.4. Conclusão quantos aos mercados relevantes 184. Para a análise do presente Ato de Concentração, define-se os seguintes mercados relevantes: 185. Mercado de IRMD Dimensão produto: Serviços de Inspeção, Reparo, Manutenção e Descomissionamento, sendo avaliado também, de forma isolada, o segmento específico de Descomissionamento. Dimensão geográfica:

Cenários nacional e mundial, para os Serviços de IRMD, assim como para o segmento de Descomissionamento. 186. Mercado de instalação de componentes SURF Dimensão produto: Serviços de instalação de componentes SURF (ou resumidamente “instalação SURF”), incluindo a disponibilização de ativos para tal finalidade, sendo considerado também o subsegmento de instalação desses componentes em águas profundas. Dimensão geográfica: mundial, com um cenário nacional adicional. VI. POSSIBILIDADE DE EXERCÍCIO DE PODER DE MERCADO VI.1. Mercado de IRMD e segmento de Descomissionamento 187. As Requerentes apresentaram os seguintes dados da Rystad (empresa independente de pesquisa em energia) sobre as participações de mercado em IRMD, considerando os cenários mundial e nacional respectivamente, nos últimos cinco anos, bem como dados agregados para o período (2020-2024).

Tabela 1 – Receita em IRMD (em milhões de dólares) e as participações de mercado das empresas (%), global, 2020-2024 [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] Empresa 2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024 Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Saipem 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Subsea7 10-20% 10-20% 0-10% 10-20% 10-20% 10-20% Participação combinada 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% DOF Subsea 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% Oceaneering 0-10% 0-10% 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% TechnipFMC 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% DeepOcean 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Boskalis 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% COOEC 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Fugro 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% C-Innovation 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% IKM Subsea 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Outros 40-50% 40-50% 40-50% 40-50% 40-50% 40-50% Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% Delta-HHI 0-100 0-100 0-100 0-100 0-100 0-100 Notas: A receita para o período 2020 a 2024 corresponde à soma das estimativas anuais de tamanho de mercado, conforme os dados da Rystad, com as receitas anuais informadas pelas Requerentes. A receita da Saipem foi convertida de euros para dólares americanos, utilizando a taxa de câmbio anual publicada pelo Banco Central Europeu. As receitas da IRMD incluem receitas de serviços de ROV e serviços de ferramental.

Em nível global para IRMD, a categoria "Outros" incluem Oceanpact, Otto Candies, Bourbon, Reach Subsea, Helix Energy Solution, ROVOP e outras empresas menores. Fonte: Requerentes (SEI 1676871). Tabela 2 – Receita em IRMD (em milhões de dólares) e as participações de mercado das empresas (%), Brasil, 2020-2024 [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] 2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024 Empresa Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Saipem 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Subsea7 0-10% 10-20% 0-10% 0-10% 20-30% 10-20% Participação combinada 0-10% 10-20% 0-10% 0-10% 20-30% 10-20% TechnipFMC 20-30% 10-20% 10-20% 10-20% 0-10% 10-20% DOF Subsea 10-20% 30-40% 40-50% 30-40% 30-40% 30-40% Island Offshore 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Fugro 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Oceanpact 0-10% 0-10% 0-10% 10-20% 0-10% 0-10% C-Innovation 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Oceaneering 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Seagems 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Outros 20-30% 10-20% 0-10% 10-20% 0-10% 10-20% Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% Delta-HHI 0-100 0-100 0-100 0-100 0-100 0-100 Notas: A receita para o período 2020 a 2024 corresponde à soma das estimativas anuais de tamanho de mercado, conforme os dados da Rystad, com as receitas anuais informadas pelas Requerentes. A receita da Saipem foi convertida de euros para dólares americanos, utilizando a taxa de câmbio anual publicada pelo Banco Central Europeu (BCE).

As receitas da IRMD incluem receitas de serviços de ROV e serviços de ferramental. Em nível global para IRMD, a categoria "Outros" incluem Oceanpact, Otto Candies, Bourbon, Reach Subsea, Helix Energy Solution, ROVOP e outras empresas menores. No Brasil para IRMD, a categoria "Outros" incluem Solstad Offshore, Sistac/Oceanica, Reach Subsea e outras empresas menores. Fonte: Requerentes (SEI 1676871). 188. Os dados acima indicam uma sobreposição modesta no cenário mundial em virtude da reduzida participação da Saipem nesse mercado. Com efeito, nos últimos cinco anos (2020-2024) a participação conjunta Requerentes foi de [10-20%] [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]) na média do período 2020-2024, com uma variação de HHI de apenas [0-200] pontos [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]). 189. Também no cenário nacional e pela mesma razão (reduzida participação da Saipem), a sobreposição é modesta, sendo a participação conjunta das Requerentes de [10-20%] [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] na média do período 2020-2024, inferior, portanto, a 20%. Os dados também indicam uma variação de HHI de apenas [0-200] pontos [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. 190. Ademais, nos dois cenários considerados, em nenhum dos anos do período, a participação conjunta das Requerentes superou 20% e, simultaneamente, o ∆HHI superou 200 pontos. 191. Ressalta-se que o mercado de serviços de IRMD possui um cenário competitivo difuso, visto que inclui players que não necessariamente atuam em projetos OECM (como de SURF).

Além das Requerentes, estão presentes no Brasil pelo menos as seguintes empresas com capacidade para prestar serviços de IRMD: (i) DOF, (ii) Fugro, (iii) Island Offshore, (iv) Oceanpact, (v) Reach Subsea, (vi) Sistac/Oceânica, (vii) Solstad Offshore, (viii) TechnipFMC, (ix) C-Innovation (Edison Chouest), dentre outras. Além disso, há outros fornecedores de serviços de IRMD com presença global e/ou regional que também podem ser considerados fornecedores alternativos e exercer pressão competitiva. 192. No que tange especificamente ao segmento de descomissionamento, os dados para os cenários mundial e nacional respectivamente, nos últimos cinco anos, bem como os dados agregados para o período (2020-2024), são apresentados abaixo.

Tabela 3 – Receita de Descomissionamento (em milhões de USD) e participação de mercado (%), global, 2020–2024 [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] Empresa 2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024 Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Saipem 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Subsea7 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 10-20% 0-10% Participação combinada 10-20% 10-20% 0-10% 0-10% 10-20% 10-20% Heerema 10-20% 20-30% 10-20% 10-20% 0-10% 10-20% Allseas 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% 0-10% 10-20% Boskalis 10-20% 10-20% 10-20% 0-10% 0-10% 0-10% DeepOcean 0-10% 0-10% 10-20% 10-20% 0-10% 0-10% McDermott 0-10% 10-20% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% TechnipFMC 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Ocyan 0-10% 0-10% 0-10% 10-20% 0-10% 0-10% Oceaneering 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% DOF Subsea 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% COOEC 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Outros 10-20% 0-10% 0-10% 10-20% 30-40% 10-20% Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% HHI pré-Operação HHI pós-Operação Delta-HHI 0-100 100-200 0-100 0-100 0-100 0-100 Notas: A receita para 2020–2024 é a soma das estimativas anuais de receita dos concorrentes conforme dados da Rystad com as receitas anuais informadas pelas Requerentes. A receita da Saipem foi convertida de euros para dólares americanos, utilizando a taxa de câmbio anual publicada pelo Banco Central Europeu (BCE). Em nível global, a categoria "Outros" inclui empresas como Sapura, Fugro, L&T, Shanghai Salvage, e outras empresas menores.

O HHI está superestimado, pois a categoria “Outros” foi considerada como um único concorrente, embora essa categoria seja composta por diversos concorrentes individuais. Fonte: Requerentes (SEI 1676871). Tabela 4 – Receita de Descomissionamento (em milhões de USD) e participação de mercado (%), Brasil, 2020–2024 [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] Empresa 2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024 Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Saipem 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Subsea7 0-10% 0-10% 0-10% 10-20% 50-60% 30-40% Participação combinada 0-10% 0-10% 0-10% 10-20% 50-60% 30-40% Ocyan 0-10% 0-10% 30-40% 50-60% 20-30% 30-40% DOF Subsea 40-50% 0-10% 30-40% 10-20% 0-10% 10-20% TechnipFMC 0-10% 0-10% 30-40% 10-20% 0-10% 10-20% Piaui-Alabam 40-50% 90-100% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% Delta-HHI 0-100 0-100 0-100 0-100 0-100 0-100 Notas: A receita para 2020–2024 é a soma das estimativas anuais de receita dos concorrentes conforme dados da Rystad com as receitas anuais informadas pelas Requerentes. A receita da Saipem foi convertida de euros para dólares americanos, utilizando a taxa de câmbio anual publicada pelo Banco Central Europeu (BCE). Em nível global, a categoria "Outros" inclui empresas como Sapura, Fugro, L&T, Shanghai Salvage, e outras empresas menores.

O HHI está superestimado, pois a categoria “Outros” foi considerada como um único concorrente, embora essa categoria seja composta por diversos concorrentes individuais. Fonte: Requerentes (SEI 1676871). 193. No cenário mundial, assim como observado para o mercado (completo) de IRMD, verifica-se uma modesta sobreposição horizontal, também em virtude da reduzida participação da Saipem. Com efeito, a participação conjunta das Requerentes foi de [10-20%] [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] no período 2020-2024, com uma variação de HHI de apenas [0-200] pontos [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. 194. No cenário nacional, embora a Subsea7 tenha registrado uma participação relevante, [30-40%] [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] na média do período 2020-2024, a Saipem não tem sido um player atuante no mercado nacional de descomissionamento. Na prática, [ACESSO RESTRITO À SAIPEM], de modo que a Operação não implica aumento na concentração desse mercado no país. 195. Segundo as Requerentes, em 2023, a Subsea7 prestou um serviço de descomissionamento à Shell relacionado ao campo de Bijupirá-Salema. A Subsea7 foi a fornecedora original do sistema SURF do campo. Por outro lado, a Saipem [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. 196. Tendo em vista as participações conjuntas das Requerentes e as variações no índice HHI no mercado de IRMD e no segmento de descomissionamento;

não se verifica possibilidade de exercício unilateral de poder de mercado em decorrência da Operação, nos termos dos incisos III e V do art. 8º da Resolução Cade nº 33/2022, sendo dispensável um aprofundamento da análise para esse mercado relevante. VI.2. Mercado de serviços de instalação de componentes SURF 197. Conforme discorrido quando da definição do mercado relevante de serviços de instalação de componentes SURF, a estrutura de oferta inicialmente apresentada pelas Requerentes contemplava empresas do Grupo 1: fabricantes de componentes SURF que, com exceção da TechnipFMC, não realizam serviços de instalação. 198. Em sua resposta (1676869) ao Despacho SG 1625/2025, as Requerentes apresentaram as seguintes estruturas de ofertas nos cenários mundial e nacional, para o período 2020-2024, também com participações de mercado estimadas pela Rystad.

Tabela 5 – Receita (em milhões de dólares) e participação de mercado de SURF excluindo empresas hardware – Mundial [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] 2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024 Empresa Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Subsea7 20-30% 30-40% 20-30% 30-40% 30-40% 20-30% Saipem 0-10% 0-10% 10-20% 10-20% 10-20% 0-10% Participação combinada 30-40% 30-40% 40-50% 40-50% 50-60% 40-50% TechnipFMC 30-40% 20-30% 20-30% 20-30% 20-30% 20-30% McDermott 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Outros 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Oceaneering 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Seagems 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% COOEC 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% DOF Subsea 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Ocean Installer 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Allseas 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% DeepOcean 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% L&T 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% Delta-HHI 400-600 400-600 600-800 800-1000 1200-4300 600-800 Notas: Em nível global, a categoria "Outros" inclui empresas menores. No Brasil, a categoria "Outros" inclui empresas como Ocyan e outras empresas menores. A receita para o período 2020 a 2024 corresponde à soma das estimativas anuais de tamanho de mercado, conforme os dados da Rystad, com as receitas anuais informadas pelas Requerentes.

A receita da Saipem foi convertida de euros para dólares americanos, utilizando a taxa de câmbio anual publicada pelo Banco Central Europeu (BCE). O HHI está superestimado, pois a categoria “Outros” foi considerada como um único concorrente, embora essa categoria seja composta por diversos concorrentes individuais. Fonte: Requerentes (SEI 1676871). Tabela 6 – Receita (em milhões de dólares) e participação de mercado de SURF excluindo empresas hardware – Nacional [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] 2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024 Empresa Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Saipem 0-10% 0-10% 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% Subsea7 20-30% 30-40% 20-30% 30-40% 30-40% 30-40% Participação combinada 20-30% 40-50% 40-50% 50-60% 50-60% 40-50% TechnipFMC 30-40% 20-30% 20-30% 20-30% 30-40% 20-30% Seagems 20-30% 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% 10-20% DOF Subsea 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% McDermott 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Outros 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% 0-10% Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% Delta-HHI 0-200 400-600 600-800 1000-1200 1000-1200 600-800 Notas: Em nível global, a categoria "Outros" inclui empresas menores. No Brasil, a categoria "Outros" inclui empresas como Ocyan e outras empresas menores. A receita para o período 2020 a 2024 corresponde à soma das estimativas anuais de tamanho de mercado, conforme os dados da Rystad, com as receitas anuais informadas pelas Requerentes.

A receita da Saipem foi convertida de euros para dólares americanos, utilizando a taxa de câmbio anual publicada pelo Banco Central Europeu (BCE). O HHI está superestimado, pois a categoria “Outros” foi considerada como um único concorrente, embora essa categoria seja composta por diversos concorrentes individuais. Fonte: Requerentes (SEI 1676871). 199. De início, nota-se a semelhança entre as participações das Requerentes em níveis mundial e nacional, com a Subsea7 disputando a liderança com a TechnipFMC, enquanto Saipem não registrou participação superior a 20% em nenhum ano do período, tanto no cenário mundial como no nacional. 200. Na dimensão geográfica mundial, considerando os valores médios entre 2020 e 2024, o HHI antes da operação é de [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [1.800-2.000] pontos, o que indica um mercado moderadamente concentrado, nos termos do Guia H do Cade[58]. 201. Contudo, o HHI resultante da operação é de [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [2.600-2.800] pontos, indicando um mercado altamente concentrado, nos termos do Guia H, decorrente de uma variação do HHI de [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [600-800] pontos. 202. No cenário nacional, os resultados são parecidos. Considerando os valores médios entre 2020 e 2024, o HHI antes da operação é de [2.400-2.600] pontos [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES], o que indica um mercado moderadamente concentrado ao utilizarmos os parâmetros do Guia H do Cade. 203.

O HHI resultante da Operação é de [3.200-3.400] pontos [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] indicando mercado altamente concentrado, decorrente da variação no HHI de [600-800] pontos [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. 204. Em ambos os cenários, as participações conjuntas das Requerentes superam o patamar de presunção dominante de 20% e, simultaneamente, a variação do HHI supera os 200 pontos, o que indica a necessidade de um aprofundamento da análise concorrencial para o mercado de serviços de instalação de componentes SURF. 205. A análise, portanto, prosseguirá para que sejam avaliadas as condições de entrada e rivalidade. VII. PROBABILIDADE DE EXERCÍCIO DE PODER DE MERCADO VII.1 Considerações iniciais 206. Conforme exposto na análise de Possibilidade de Exercício de Poder Mercado, as participações de conjuntas das Requerentes superam 40% (com ∆HHI > 600 pontos) no mercado de serviços de instalação de componentes SURF, tanto em nível mundial como em nível nacional. 207. Ao superar o patamar de presunção de posição dominante estabelecido no Art. 36, §2º, da Lei 12.529/2011, torna-se necessário avaliar se a rivalidade existente no mercado, associada à possibilidade de entrada de novos concorrentes, é suficiente para impedir que tal posição dominante se converta em exercício abusivo de poder de mercado. 208.

Ao longo de suas manifestações (SEI 1615081, 1676869, 1752823), as Requerentes argumentaram que no segmento SURF “as participações de mercado não são indicadores necessariamente confiáveis de poder de mercado nem necessariamente preditivos de resultados competitivos futuros.” (SEI 1615081). 209. Além disso, afirmaram também que: as participações de mercado anuais não são necessariamente a métrica mais apropriada ao analisar a dinâmica competitiva do setor de OECM, porque a adjudicação de um único contrato pode ter um impacto significativo e não recorrente na participação de mercado de um prestador de serviços OECM naquele ano específico (SEI 1676869). 210. De fato, em mercados de leilão em que os bens ou serviços transacionados são indivisíveis e de elevado valor, a adjudicação de um contrato pode impactar fortemente as participações de mercado. Caso não haja uma forte dependência de trajetória, em que vitórias passadas constituam fator relevante para obter novas vitórias, as participações de mercado hoje (as quais refletem eventos passados) não necessariamente traduzem o real poder de mercado das empresas e, portanto, uma efetiva capacidade de impor aos clientes condições menos favoráveis que aquelas verificadas em um ambiente competitivo. 211. Contudo, ainda que ausente uma relevante dependência de trajetória, as participações de mercado podem refletir as capacidades que cada empresa tem de competir no mercado.

Em particular, em um mercado de projetos que requer expertise e ativos especializados, a posse de tais elementos constitui elemento decisivo para lograr êxito nos leilões promovidos pelos clientes. 212. Nesse contexto, sendo certo que ambas as Requerentes possuem tais capacidades – fato amplamente confirmado pelo teste de mercado conduzido pela SG –, cabe avaliar se a rivalidade remanescente no mercado após a Operação é suficiente para evitar o exercício abusivo de poder de mercado por parte da entidade fusionada. 213. Essa avaliação, por sua vez, demanda a utilização de métricas que reflitam a capacidade de rivalizar. A principal métrica utilizada para esse fim será a disponibilidade de embarcações aptas a realizar o lançamento e a instalação de cabos e dutos submarinos. 214. Com efeito, o controle de embarcações especializadas foi o principal elemento concorrencial suscitado pelos terceiros interessados e apurado pela SG ao longo da instrução processual. 215. Isso porque, caso as embarcações especializadas de fato constituam um ativo escasso e de difícil produção, a Operação, ao reunir embarcações hoje sob controle de rivais, conferirá à entidade fusionada a possibilidade de se valer dessa escassez para escolher quais disputas participar, certamente priorizando aquelas em que possa praticar condições que lhes sejam mais favoráveis, incluindo preços mais elevados. 216.

Por outro lado, caso a frota de embarcações especializadas detida pelo conjunto do mercado seja suficiente para atender à demanda por projetos SURF, os incentivos e até mesmo a capacidade da entidade fusionada para impor condições desfavoráveis aos clientes tende a ser limitada, exceto talvez por eventuais e não antecipados momentos de pico de demanda (choque exógeno). 217. Ocorre que, conforme discutido quando da definição do mercado relevante, definir com precisão tal capacidade de competir não é uma tarefa trivial. Os graus de substituibilidade das embarcações e entre os tipos de dutos (rígidos e flexíveis) foram motivo de amplas controvérsias ao longo da instrução processual. 218. Na busca pela verdade material, a SG solicitou às Requerentes e aos terceiros interessados que apresentassem medidas de capacity share para o segmento SURF, em particular de embarcações aptas a operar em águas profundas e ultraprofundas, como é o caso dos campos do Pré-sal. Tais estimativas serão apresentadas e analisadas. 219. Além das estimativas de capacidade dos concorrentes, outros elementos que impactam a dinâmica competitiva desse mercado demandam um olhar atento. O calendário de celebração dos contratos, a existência de arranjos contratuais variados e os custos fixos e de oportunidade dos ativos especializados também são fatores que conformam a estrutura do mercado, influenciando as estratégias competitivas dos concorrentes. Tais fatores também serão considerados na análise que segue.

220. Por fim, diante da complexidade da presente Operação, que envolve não apenas a reunião de ativos e expertises em serviços de instalação de componentes SURF, mas também a combinação de atividades em que uma das Requerentes possui forte presença enquanto a outra possui atuação marginal (como em Projetos de Energia Eólica Offshore, Projetos Convencionais, IRMD e Trunklines), cabe avaliar se a Operação é capaz de gerar: (i) eficiências em relação ao cenário pré-fusão e (ii) incentivos para que a entidade combinada siga competindo em nível ao menos similar ao praticado pelas Requerentes atualmente. 221. A seguir, inicia-se a análise de Probabilidade de Exercício de Poder de Mercado pelas condições de entrada no mercado de serviços de instalação de componentes SURF. VII.2. Condições de entrada VII.2.1. Sobre os diferentes tipos de entradas 222. O juízo a respeito da magnitude das barreiras à entrada no mercado de Serviços de instalação de componentes SURF depende essencialmente da dimensão geográfica adotada para esse mercado relevante. 223. Caso a dimensão geográfica considerada seja a nacional, as evidências obtidas ao longo da instrução indicam que a entrada de novos agentes constitui um efetivo mecanismo de limitação ao exercício de poder de mercado. 224. Por outro lado, caso se adote uma dimensão geográfica mundial, as barreiras são significativas, não sendo tempestivas nos termos do Guia H. 225.

Essas diferentes conclusões guardam relação direta com o fato de entradas no mercado nacional serem não comprometidas, visto que as concorrentes se valem de ativos e expertise que já possuem para disputar contratos em um país onde ainda não atuam; enquanto entradas no mercado global são comprometidas, uma vez que as empresas precisam adquirir ativos e know-how especializados praticamente a partir do zero. 226. De toda sorte, ainda que a ênfase recaia sobre a dimensão nacional, o conhecimento das condições de entrada é essencial para a avaliação das condições de rivalidade existentes no mercado. 227. Com efeito, por se tratar de um mercado de leilões, cujo serviço transacionado é indivisível e de alto valor, a entrada em um mercado geográfico específico pode ser compreendida também como a manifestação da rivalidade existente, de modo que as análises das condições de entrada e rivalidade acabam por se confundir em certa medida. 228. Assim, a fim de facilitar a compreensão das distinções entre esses dois tipos de entrada no mercado de instalação SURF e a relação dessas entradas com a rivalidade, apresenta-se inicialmente as condições para entradas comprometidas, relacionadas principalmente à dimensão geográfica mundial, para depois apresentar as condições de entrada não comprometidas, associadas a entradas no mercado nacional. VII.2.2. Entradas comprometidas 229.

Conforme visto quando da definição do mercado relevante, o mercado de Serviços de instalação de componentes SURF demanda ativos (em particular embarcações) e equipes de engenharia especializadas. 230. Além disso, de acordo com o teste de mercado, o preenchimento de requisitos financeiros e a apresentação de garantias e de um track record costumam ser exigidos pelos clientes para que os ofertantes dos serviços de instalação SURF participem das licitações. 231. Ocorre que a formação de uma frota de embarcações e de uma engenharia especializada, bem como a constituição de um track record robusto demandam tempo e recursos vultosos. 232. De acordo com as Requerentes, em resposta (SEI 1676870) ao Despacho SG 1625/2025 (SEI 1667700), a construção de um novo navio de lançamento dutos pode levar de 3 a 4 anos e exigir um investimento de aproximadamente [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] milhões de dólares para um Reel-lay ou S-lay e ou até [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] milhões de dólares para um J-lay grande e complexo. 233. Também a mídia especializada destaca o elevado custo das embarcações utilizadas no lançamento e instalação de dutos. De acordo com a plataforma Ship Technology, o navio Seven Borealis (ver figura abaixo) custou cerca de US$ 460 milhões.[59] Figura 12 - Embarcação Seven Borealis da Subsea7 Fonte: Subsea7[60] 234. A percepção quanto à dificuldade para efetivar entradas comprometidas é compartilhada por outros agentes do mercado. 235.

A Total Energies, em Parecer (SEI 1658102) juntado aos autos aduz que: A execução de projetos SURF em águas profundas e/ou sob condições adversas requer embarcações altamente especializadas, de que custo extremamente alto. A intensidade de capital envolvida na construção e manutenção dessas embarcações requer investimentos iniciais de várias centenas de milhões de dólares, o que representa uma significativa barreira à entrada. Embora seja possível contratar embarcações por meio de afretamento, isso geralmente ocorre por meio de contratos de longo prazo, e não por projeto específico. Isso limita a flexibilidade para novos entrantes, que podem não ter credibilidade comercial ou capacidade financeira para garantir esses contratos de longo prazo. Mesmo que o custo não fosse um obstáculo, a construção de embarcações leva vários anos, devido à capacidade limitada dos estaleiros e à complexidade técnica envolvida. O prazo de entrega para embarcações aptas a operar em projetos SURF é longo, e os estaleiros com a expertise necessária são raros. Isso significa que a entrada no mercado é não apenas cara, mas também demorada. Mais precisamente, a construção da embarcação em si leva cerca de 2 a 3 anos. No entanto, o processo completo, desde a engenharia, passando pela Decisão Final de Investimento (FID), até a aquisição e construção, pode levar até 5 anos, considerando que não haja nenhum impedimento relevante entre as etapas. 236.

Nessa mesma direção, a concorrente Seabras Sapura (Seagems) avalia que o ingresso de novos fornecedores no mercado nacional de SURF apresenta um grau de dificuldade elevado, por se tratar de um setor altamente especializado, de capital intensivo e dependente de requisitos técnicos e regulatórios rigorosos.[61] 237. A Seabras Sapura identifica as seguintes barreiras à entrada no mercado nacional, mas que se aplicam à entrada comprometida em âmbito global: • Altíssimo investimento (CAPEX) em fábricas de linhas flexíveis e umbilicais, viáveis apenas com contratos de grande escala. • Exigências de conteúdo local em contratos da Petrobras, que impõem a necessidade de infraestrutura industrial e logística no Brasil. • Dependência de ativos navais especializados (PLSVs, sistemas de lançamento, ROVs), de alto custo e disponibilidade limitada. • Complexidade tecnológica dos projetos em águas ultraprofundas (HP/HT), que requerem know-how consolidado, patentes e certificações. • Concentração da demanda em um único grande cliente (Petrobras), o que aumenta o risco comercial e reduz previsibilidade. • Ciclicidade do setor, que pode levar à ociosidade de plantas e inviabilizar retorno sobre investimentos para novos entrantes. Embora existam oportunidades relacionadas à expansão do Pré-sal e parcerias estratégicas, o mercado de SURF no Brasil é caracterizado por barreiras de entrada muito altas, o que explica a forte concentração em poucos players globais já estabelecidos. (SEI 1638514).

238. Por outro lado, as Requerentes enfatizam o potencial dos clientes – empresas de energia de porte muitas vezes superior aos das Partes e suas concorrentes – em promover a expansão da capacidade e, por conseguinte, a entrada em mercados ainda não explorados. 239. As Requerentes citam como exemplos dessa prática: (i) os contratos de afretamento de longo prazo celebrados entre a Petrobras e a Sapura no ínicio de 2014, que incentivaram a construção de novas embarcações; e (ii) o recente contrato de afretamento de 12 anos entre a mesma Petrobras e a DOF, o qual resultará na construção de novas embarcações para operarem no Brasil. 240. Ainda que as embarcações construídas em virtude da tal modelo contratual fiquem alocadas por muitos anos ao primeiro contratante, os eventos descritos demonstram a capacidade dos clientes para estabelecer arranjos que estimulem a construção de embarcações, as quais, em um primeiro momento, atendem às suas necessidades e, em um segundo momento, ficam à disposição dos demais demandantes existentes no mercado. 241. Ademais, as Requerentes destacam o fato de os projetos SURF serem planejados com antecedência de alguns anos. De acordo com as Partes (SEI 1752823), uma parcela significativa dos contratos para a execução de projetos offshore até 2029 já foi concedida e ou adjudicada, de modo que a demanda por embarcações de lançamento de dutos para o período 2025 a 2029 estaria amplamente planejada.

Assim, espera-se que os concorrentes tenham tempo suficiente para se prepararem para as licitações que ocorrerão a partir de 2030. 242. De todo modo, considerando que: (i) tais arranjos contratuais podem ser não factíveis a todos os clientes, em particular para aqueles de menor porte, e também que (ii) mesmo sob tais arranjos a construção de embarcações demanda um prazo superior a dois anos; não é possível concluir que as entradas comprometidas constituam um fator limitante ao exercício de poder de mercado por parte das empresas que instalam componentes SURF. 243. Analisa-se a seguir as condições de entrada não comprometidas, com ênfase no mercado nacional. VII.2.3. Entradas não comprometidas 244. Diferentemente das entradas comprometidas, as não comprometidas parecem ser mais factíveis, tendo inclusive sido observadas entradas desse tipo no mercado nacional recentemente. 245. Contudo, isso não significa dizer que as entradas não comprometidas não enfrentem barreiras importante, mas apenas que tais barreiras têm se mostrado contornáveis pelos agentes. 246. No que tange especificamente ao mercado nacional, as Requerentes (SEI 1615081) identificaram as seguintes barreiras à entrada: (a) Regime Regulatório:

licenças e autorizações de autoridades governamentais podem ser necessárias, como da Marinha do Brasil, da Agência Nacional de Transportes Aquaviários (ANTAQ), da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e da Agência Nacional de Vigilância Sanitária (ANVISA). (b) Regime Tributário: impostos e taxas podem ser aplicados às operações no Brasil, incluindo ICMS, PIS/COFINS, IPI e IOF. (c) Risco de bloqueio de embarcações estrangeiras: empresas brasileiras de navegação (EBNs) e/ou embarcações de bandeira estrangeira afretadas por EBNs têm permissão plena para operar no Brasil. Geralmente, as empresas de instalação que atuam no Brasil são registradas como EBNs. Se a embarcação de uma EBN com a capacidade necessária para um projeto não estiver disponível, o processo de circularização permite a entrada de embarcações estrangeiras. No entanto, em tese, essas embarcações poderiam ser “bloqueadas” por embarcações de bandeira brasileira que se julguem disponíveis e com capacidade semelhante, já que geralmente é dada preferência às embarcações de bandeira brasileira. 247. Um outro aspecto regulatório importante são os requisitos de conteúdo local a serem observados por operadores/clientes de E&P durante as fases de exploração e desenvolvimento da produção. Atualmente, o requisito de conteúdo local para projetos e soluções SURF é de 40%.[62] 248.

Contudo, conforme esclarecido quando da definição do mercado relevante, os requisitos de conteúdo nacional são particularmente importantes para definir a dimensão geográfica do mercado de componentes SURF (umbilicais, risers e flowlines), mas não impactam tão fortemente o mercado relevante de atuação das Requerentes de serviços de instalação desses componentes. 249. No que tange às embarcações, como já salientado neste Parecer, o bloqueio de embarcações estrangeiras que realizam o lançamento e instalação de cabos e dutos não parece ser um problema real, uma vez que inexistem tais embarcações com bandeira brasileira, de modo que o procedimento de circularização não limita a atuação desse tipo de embarcação no país. 250. Quanto aos tributos e necessidade de licenças e autorizações, trata-se de obrigações que se aplicam a basicamente todos os setores da economia, não constituindo uma particularidade do mercado de instalação de componentes SURF. 251. Além de as barreiras regulatórias não constituírem impedimento à atuação de novos agentes no mercado nacional, identifica-se fatores que podem efetivamente estimular entradas. 252. A Seabras Sapura, além de elencar fatores que influenciam negativamente a entrada (expostos acima), destacou também (SEI 1638514) fatores que influenciam positivamente a entrada de novos concorrentes no país: • Demanda contínua no Brasil, especialmente da Petrobras, que concentra a maior parte dos projetos SURF no mundo.

• Perspectiva de expansão do Pré-sal, com novos FPSOs e sistemas submarinos previstos para os próximos anos. • Possibilidade de consórcios e parcerias, que permitem a entrada de empresas menores ou estrangeiras associadas a players já estabelecidos. • Abertura à inovação, principalmente em soluções de redução de custo, digitalização e novas tecnologias subsea. 253. De fato, em seu Plano de Negócios 2026-2030, a Petrobras afirma seu interesse em prosseguir investindo fortemente na exploração e produção de petróleo, o que implica demanda por componentes e serviços de instalação SURF. Figura 13 – Plano de investimento da Petrobras para exploração e produção de petróleo e gás natural Fonte: Requerentes (SEI 1752824). Figura 14 – Novos sistemas de produção e projetos complementares da Petrobras – 2025-2031 Fonte: Requerentes (SEI 1752824). 254. Conforme destacado acima, parte desses projetos já se encontram contratados. Não obstante, a magnitude dos investimentos previstos e em realização demonstram a existência de oportunidades para que agentes ingressem no mercado. 255. E, de fato, foi o que ocorreu recentemente quando a concorrente Allseas, entrante no mercado nacional, sagrou-se vencedora das licitações promovidas pela Petrobras para Projetos SURF dos campos Búzios 10 (em 2024)[63] e Atapu 2 (em 2025)[64]. 256.

Outra entrada, essa ainda mais recente, foi a da Ocean Installer, que celebrou (em 2026) um contrato plurianual que abrange a instalação de jumpers rígidos entre linhas de fluxo e árvores de natal submarinas, a instalação de cabos de conexão e o pré-comissionamento associado, no campo de Bacalhau – Bacia de Santos. A campanha está prevista para começar em 2027.[65] 257. Assim, as evidências indicam que entradas não comprometidas têm ocorrido no mercado nacional. Empresas que já operavam em outros países e que, portanto, já detinham os ativos e expertise necessários sagraram-se vencedoras de importantes contratos para a instalação de componentes SURF no país. 258. Contudo, de acordo com a melhor técnica antitruste, o mercado relevante de Serviços de instalação de componentes SURF possui dimensão mundial, sendo o cenário nacional adotado por fins de completude, com o intuito de avaliar se essa última dimensão traria conclusões diferentes. 259. Como já pontuado e exemplificado nesta seção, as empresas que instalam componentes SURF podem (e costumam) ter atuação mundial. Os PLVs – principais ativos utilizados para a prestação do serviço – podem operar em todo o planeta, não estando adstritos a nenhum espaço geográfico específico. Assim, a concorrência ocorre globalmente. 260.

Nesse contexto, a entrada de um agente que já opera em outros países em um determinado mercado nacional, via vitória em uma licitação pública ou privada, pode ser compreendida não como uma entrada em sentido estrito, mas como a manifestação de uma rivalidade pré-existente, que se materializa nesses certames. Com efeito, independentemente de se sagrar vencedor, um concorrente exerce pressão competitiva nas licitações em que participa, ou seja, mesmo um agente que não detenha nenhuma participação de mercado no país em questão rivaliza com aqueles que já conquistaram contratos no passado. 261. Assim, a melhor forma de avaliar a probabilidade de entradas não comprometidas é analisar as condições de rivalidade atualmente existentes em nível mundial. 262. Quanto a esse ponto, um possível fator limitador da rivalidade foi destacado por terceiros interessados e por agentes oficiados no teste de mercado: a disponibilidade de embarcações especializadas. 263. Sendo o mercado global, o nível de rivalidade vai depender fortemente da disponibilidade de embarcações em nível mundial. Em havendo embarcações especializadas disponíveis, os agentes podem (e têm incentivo para) apresentar propostas para prestar seus serviços em qualquer lugar do planeta, valendo-se tanto de embarcações próprias como de terceiros (via afretamento).

Inversamente, caso não haja disponibilidade dessas embarcações, os agentes selecionarão as disputas e ou cobrarão preços maiores, aproveitando-se da escassez desse ativo especializado. 264. A Operação proposta implica a concentração de embarcações, hoje sob controle de rivais, nas mãos da entidade fusionada. Cabe avaliar, portanto, como essa reunião de ativos afetará os incentivos da entidade fusionada. Tais incentivos, por sua vez, dependerão das condições de oferta e demanda por essas embarcações especializadas, do custo de oportunidade de reter essas embarcações (à espera de um momento ótimo para utilizá-las) e da existência de eficiências associadas à unificação das frotas das Requerentes. VII.2.4. Conclusão quanto às condições de entrada 265. A análise das condições de entrada demonstrou que, embora possíveis, as entradas comprometidas, além de demandarem recursos vultosos e desenvolvimento de uma expertise própria, não são tempestivas nos termos do Guia H. 266. Quanto às entradas não comprometidas, essas têm ocorrido, com agentes que já operavam em outros países direcionando seus ativos e equipes de engenharia para conquistar projetos SURF em campos brasileiros. 267. Contudo, tais entradas dependem da disponibilidade de ativos especializados por parte de empresas que operam globalmente, de modo a entrada em um determinado nacional é a manifestação de uma rivalidade que existe em nível mundial. 268.

Assim, cabe avaliar se a rivalidade remanescente no mercado global, após a Operação, é suficiente para evitar o exercício abusivo de poder de mercado pela futura entidade fusionada. Tal avaliação passa por examinar a efetiva disponibilidade de embarcações especializadas no lançamento e instalação de componentes SURF, em especial daquelas capazes de realizar tais serviços em águas profundas e ultraprofundas, particularmente nos campos do Pré-sal. VII.3. Elementos de Rivalidade VII.3.1 Cenário agregado – águas rasas e profundas 269. De início, é preciso pontuar que no cenário agregado que contempla a exploração em águas rasas, profundas e ultraprofundas, a Operação não suscita maiores preocupações concorrenciais. 270. Para águas rasas, a substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis não apresenta maiores impedimentos de ordem técnica, sendo a escolha entre os tipos de dutos uma questão de conveniência do cliente. 271. A tabela abaixo traz a disponibilidade global e por gestor de embarcações para instalação de dutos flexíveis (Flex-Lay).

Tabela 7 – Número global de embarcações por gestor atual considerando o método de instalação de dutos flexíveis [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] Empresa Dutos Flexíveis Embarcações[A] - Flex-lay Share (%) Subsea7 [RESTRITO] 10-20% Saipem [RESTRITO] 0-10% Participação combinada [RESTRITO] 20-30% TechnipFMC [RESTRITO] 20-30% Sapura/Seagems [RESTRITO] 10-20% DOF [RESTRITO] 0-10% McDermott [RESTRITO] 0-10% Ocean Installer [RESTRITO] 0-10% Boskalis [RESTRITO] 0-10% COOEC [RESTRITO] 0-10% Van Oord [RESTRITO] 0-10% Outros [RESTRITO] 10-20% Total [RESTRITO] 100,0% Delta-HHI 0-200 Notas: De acordo com as Requerentes, a lista de embarcações baseia-se em embarcações ativas entre 2020 e abril de 2025, excluindo-se as embarcações desativadas (identificadas com base na inatividade no último ano nos dados da Spinergie ou no conhecimento de mercado das Requerentes). [A] Se uma embarcação possuir múltiplas capacidades de lançamento de dutos, as Requerentes contabilizaram apenas pela sua capacidade de lançamento de dutos de maior relevância. Fonte: Requerentes (SEI 1676870). 272. Observa-se que, caso fosse definido um mercado relevante específico de instalação de dutos flexíveis e avaliado pelo controle de embarcações especializadas, tratar-se-ia de um mercado passível de análise pelo rito sumário, nos termos do Art. 8º, V, da Resolução 33/2022. 273.

Caso se considere a capacidade total, agregando embarcações que lançam dutos rígidos e flexíveis, as participações em termos de embarcações ficam da seguinte forma: Tabela 8 – Número e capacidade de oferta de embarcações para instalação de dutos flexíveis ou rígidos em águas rasas, profundas e ultraprofundas [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] Empresa Método de instalação Reel-lay S-lay J-lay Flex-lay Share (%) Subsea7 [RESTRITO] 10-20 Saipem [RESTRITO] 0-10 Participação combinada [RESTRITO] 10-20 TechnipFMC [RESTRITO] 10-20 Sapura/Seagems [RESTRITO] 0-10 COOEC [RESTRITO] 0-10 Allseas [RESTRITO] 0-10 McDermott [RESTRITO] 0-10 Van Oord [RESTRITO] 0-10 Outros [RESTRITO] 40-50 Total [RESTRITO] 100 Fonte: Requerentes (SEI 1676870). Elaboração SG. 274. Observa-se que também para o cenário que agrega embarcações que instalam dutos flexíveis ou rígidos (mas sem distinção entre águas rasas e profundas) a Operação não suscita maiores preocupações concorrenciais, podendo ser aprovada nos termos do Art. 8º, III, da Resolução 33/2022, uma vez que, sob esse critério, a participação conjunta das Requerentes não supera o patamar de presunção de posição dominante de 20%. 275. Por fim, caso se considere somente as embarcações aptas a lançar dutos rígidos em águas rasas ou profundas, as participações são as seguintes.

Tabela 9 – Número e capacidade de oferta de embarcações para instalação de dutos rígidos em águas rasas, profundas e ultraprofundas [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] Empresa Método de instalação Total Share (%) Reel-lay S-lay J-lay Subsea7 [RESTRITO] 0-10 Saipem [RESTRITO] 10-20 Participação combinada [RESTRITO] 10-20 TechnipFMC [RESTRITO] 0-10 Sapura/Seagems [RESTRITO] 0-10 COOEC [RESTRITO] 0-10 Allseas [RESTRITO] 0-10 McDermott [RESTRITO] 0-10 Van Oord [RESTRITO] 0-10 Outros [RESTRITO] 50-60 Total [RESTRITO] 100 Fonte: Requerentes (SEI 1676870). Elaboração SG. 276. Também no cenário que considera somente embarcações que lançam dutos rígidos (sem diferenciar entre águas rasas e profundas), as participações das Requerentes são inferiores a 20%. 277. Todavia, os achados da instrução processual indicam que esses números precisam ser vistos com cuidado. 278. Primeiro porque parte considerável das embarcações voltadas para a instalação de dutos rígidos não são capazes de realizar lançamentos em águas profundas (pelas razões expostas a seguir). 279. Segundo porque, embora as embarcações aptas a realizar instalação de dutos em águas profundas também o sejam em águas rasas, essa aplicação pode não ser economicamente recompensadora.

De fato, conforme discutido adiante, as embarcações aptas a realizar lançamentos em águas profundas são de maior porte, com maior capacidade de tensionamento, de maior valor e, por isso, mais escassas e com custo de oportunidade mais elevado. 280. Pode ocorrer de, em momentos de demanda reduzida, embarcações de maior porte serem utilizadas em serviços relativamente mais simples. Contudo, em momento de demanda mais aquecida para exploração em águas profundas, embarcações de maior porte possivelmente não estarão disponíveis para a exploração em águas rasas e, pelas razões expostas, as embarcações voltadas para serviços em águas rasas não constituem opção viável para serviços em águas profundas. 281. Assim, diante dessas particularidades, é prudente analisar mais detidamente a disponibilidade de embarcações capazes de instalar dutos em águas profundas. 282. Contudo, no caso da exploração e produção de petróleo nos campos do Pré-sal, além da profundidade, há a questão do tipo de duto utilizado – se rígido ou flexível. 283. Com efeito, trata-se de uma discussão que antecede e explica o porquê de a disponibilidade de embarcações capazes de instalar dutos rígidos em águas profundas ter sido o principal ponto divergências entre as Requerentes e os terceiros interessados, bem como um dos aspectos mais investigados pela SG ao longo da instrução processual. VII.3.2. Da exploração em águas profundas – a questão da substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis 284.

O grau de substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis certamente foi o principal ponto de discordância entre as Requerentes e os terceiros interessados ao longo da instrução processual. Enquanto as Requerentes afirmaram haver um considerável grau de substituibilidade entre os tipos, os terceiros interessados questionam fortemente essa possibilidade, principalmente na exploração e produção de petróleo nos campos do Pré-sal. 285. As Requerentes contextualizam os dutos rígidos e flexíveis nos seguintes termos: Os dutos flexíveis são, em geral, preferidos em projetos que envolvem rotas submarinas complexas ou situações em que a tubulação precisa absorver movimentos. Por exemplo, um duto flexível pode ser mais facilmente direcionado ao redor de estruturas submarinas existentes ou pode ser conectado a uma plataforma flutuante de produção que se movimenta constantemente com as ondas. Os dutos rígidos tendem a ser escolhidos em projetos offshore que exigem alta resistência e durabilidade sob condições extremas de pressão, temperatura ou exposição a fluidos corrosivos. Eles podem ser mais econômicos para ambientes de águas profundas, onde o movimento pode ser controlado, oferecendo menor custo de material e longa vida útil.

[...] A substitutibilidade geral entre soluções de dutos flexíveis e rígidos é evidente pelo fato de ambas constituírem alternativas viáveis e competitivas nas licitações, sendo possível empregar diferentes métodos pelos clientes em uma mesma região, inclusive no Brasil. A substitutibilidade pelo lado da demanda também se comprova pelos inúmeros exemplos em que clientes de E&P alteraram a solução inicialmente prevista antes ou durante o processo licitatório.” Fonte: Requerentes. (SEI 1676869). 286. Em direção oposta, os terceiros interessados aduzem que substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis é limitada. A Exxon em seu pedido de ingresso como terceira interessada (SEI 1625182) afirmou que: A escolha da metodologia de instalação de tubulações em projetos SURF é determinada por fatores como profundidade da água, diâmetro da tubulação e complexidade do projeto. Em águas profundas, esses fatores favorecem decisivamente o uso de tubulações rígidas de aço em detrimento das alternativas flexíveis. Os dutos rígidos constituem o padrão da indústria para exportação em águas profundas e linhas de fluxo de grande diâmetro, pois apenas eles reúnem capacidade de diâmetro, resistência à pressão e integridade de longo prazo para transporte de hidrocarbonetos em longas distâncias em condições ultraprofundas.

Já as tubulações flexíveis, embora possam ser úteis em determinados projetos de menor porte, são mais caras por metro, apresentam limitações quanto ao diâmetro e à pressão suportada e estão sujeitas a riscos de integridade no longo prazo, como fadiga e corrosão das armaduras metálicas. Por tais razões, não constituem substituto adequado para os dutos rígidos em sistemas de exportação de águas profundas. 287. Além da Exxon, Petrobras (SEI 1643316, 1639857, 1696926), Technip (SEI 1657273, 1697522, 1719903) e Total (SEI 1697528) entenderam haver limitações à substituição de dutos rígidos por flexíveis. 288. Para suportar suas alegações, as Requerentes (em SEI 1676869) mencionaram o histórico recente dos projetos da Petrobras no Pré-sal, o qual revelaria a flexibilidade nas decisões tecnológicas e a forte influência dos clientes de E&P sobre essas escolhas. Afirmam as Requerentes que a Petrobras alterou suas preferências ao longo do tempo, passando de uma inclinação inicial por dutos flexíveis (em Búzios 1 a 4) para a exigência de dutos rígidos (em Búzios 5 a 11), além de modificar seus modelos de contratação — de pacotes EPCI com fornecimento integrado para a aquisição direta de equipamentos e instalação com frota própria. 289.

De acordo com as Requerentes, esse comportamento, complementado nas licitações dos campos Sépia 1 e Mero 4, indicaria que a Petrobras revisa com frequência suas decisões técnicas, inclusive substituindo dutos rígidos por flexíveis, o que, na visão das Requerentes, demonstraria certa intercambialidade entre as tecnologias e decisões orientadas por fatores como custo, prazo e estratégia operacional. 290. A Petrobras, por sua vez, explica (em SEI 1752580) que tais casos não evidenciam intercambialidade estrutural entre dutos flexíveis e rígidos, mas sim decisões excepcionais motivadas por circunstâncias específicas. 291. De acordo com a Petrobras, no projeto Sépia 1, por exemplo, a adoção de dutos flexíveis decorreu de problemas técnicos relacionados ao fenômeno SCC CO₂[66] e do fracasso contratual do fornecedor de dutos rígidos, sendo uma alternativa emergencial para evitar atrasos. Já em Mero 4, a mudança decorreu da ausência de concorrência adequada e de propostas economicamente viáveis para a solução com dutos rígidos. A Petrobras enfatizou que, em campos com alto teor de CO₂, os dutos flexíveis não constituem solução técnica definitiva, podendo exigir substituições ao longo da vida útil do campo. Assim, a terceira interessada sustentou que suas decisões refletiram restrições técnicas, riscos contratuais e otimização econômica pontual, e não uma equivalência entre tecnologias. 292.

De fato, de acordo com as melhores informações colhidas ao longo da instrução processual, a utilização de dutos flexíveis em campos do Pré-sal realmente tem enfrentado problemas técnicos associados à fadiga precoce do material, em virtude do fenômeno SCC CO₂ (Stress Corrosion Cracking). 293. A figura a seguir ilustra as consequências do SCC CO₂ comunicada por agente do setor à Superintendência de Segurança Operacional e Meio (SSM) da ANP. Figura 15 - Consequências Corrosão sob Tensão por CO2 (SCC-CO2) Fonte: Alerta de Segurança da ANP.[67] 294. Em resposta a tais evidências, as Requerentes (em SEI 1752823) argumentaram que as limitações atuais dos dutos flexíveis frente ao fenômeno SCC CO₂ tendem a ser superadas no médio prazo por meio do avanço tecnológico e de iniciativas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D). As Partes argumentam que a Petrobras tem atuado de forma ativa na coordenação desse ecossistema, com destaque para a assinatura de acordos de cooperação com os principais fornecedores globais de infraestrutura submarina — como TechnipFMC, NOV, Baker Hughes e Prysmian — para a criação de uma nova geração de soluções flexíveis. 295.

Nesse sentido, as Requerentes juntaram aos autos um pronunciamento (SEI 1704989) do Centro de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (Cenpes) da Petrobras realizados em abril de 2026, em que são indicados esforços conjuntos que visam o desenvolvimento de dutos flexíveis dotados de maior resistência a ambientes severamente corrosivos, mitigando os riscos de fadiga precoce do material. 296. As Requerentes sustentam que os planos estratégicos da Companhia indicam uma retomada expressiva na participação de mercado das linhas flexíveis a partir de 2029, período em que se projeta a disponibilidade comercial dessas novas tecnologias habilitadoras. Com base em diretrizes divulgadas pela Petrobras a fornecedores no início de 2026, as Requerentes apontam que haverá um movimento progressivo de substituição de parte da demanda por dutos rígidos pelos novos dutos flexíveis qualificados contra SCC CO₂. 297. Adicionalmente, alegam que investimentos paralelos em tecnologias de transição, como os equipamentos Titanium Pull-in Tube – TiPT[68] (destinados a viabilizar a instalação de linhas rígidas em FPSOs originalmente projetados para flexíveis), reforçam a posição de liderança global da petroleira no direcionamento tecnológico do setor e corroboram a tese das Requerentes de que o equilíbrio e a substituibilidade entre as soluções rígidas e flexíveis são dinâmicos e moldados ativamente pelas estratégias de desenvolvimento de soluções futuras do cliente de E&P. 298.

A esse respeito, a TechnipFMC esclareceu que, em maio de 2025, anunciou a celebração de um acordo de cooperação tecnológica com a Petrobras com o objetivo de acelerar o desenvolvimento e a futura comercialização da tecnologia Hybrid Flexible Pipe (“HFP”). 299. De acordo com a terceira interessada, tal iniciativa busca desenvolver uma solução padronizada de longo prazo para enfrentar o problema de corrosão sob tensão em ambientes com alto teor de CO₂ (SCC CO₂), observado em sistemas convencionais de dutos flexíveis atualmente utilizados nos projetos do Pré-sal. 300. Não obstante tal inciativa, a TechnipFMC (SEI 1719905) relatou que: [ACESSO RESTRITO AO CADE]. 301. Por sua vez, a Petrobras explicou (em SEI 1752580) que: Durante a etapa de elaboração do projeto conceitual, a Petrobras realiza diversas análises quanto às diferentes soluções para implementação do projeto, tanto em termos técnicos quanto econômicos. Uma delas é em relação ao tipo de duto a ser utilizado para interligação dos poços submarinos. Nos projetos onde há grande teor de CO2, tipicamente encontrados nos campos do pré-sal brasileiro, do ponto de vista técnico, a solução utilizada pela Petrobras são os dutos rígidos com metalurgia específica capaz de suportar a corrosão oriunda do alto teor de CO2 dos campos, cujo fenômeno corrosivo é conhecido na indústria por SCC-CO2 (Stress Corrosion Cracking – CO2: corrosão sob tensão – CO2).

Esta escolha é fundamentada, pois o tubo rígido viabiliza uma solução técnica denominada Mechanically lined pipe (MLP) que conta com a implantação de revestimento interno dos tubos por meio de liner de metalurgia especial para suportar toda a vida útil do projeto, tipicamente cerca de 25 anos. Atualmente não existe solução técnica de duto flexível capaz de atender integralmente a vida útil do campo, ou seja, não há disponível um duto flexível resistente ao SCC-CO2. (grifos nossos). 302. Dessa forma, com base nas informações colhidas ao longo da instrução processual, entende-se que, ainda que haja perspectivas promissoras para o desenvolvimento de dutos flexíveis resistentes ao SCC CO2 em um futuro próximo, no atual estado da técnica, os dutos rígidos constituem a melhor solução disponível (com larga margem sobre os dutos flexíveis) para a exploração de petróleo em campos do Pré-sal. 303. Portanto, a avaliação da capacidade de competir no mercado de instalação de componentes SURF passa por perquirir a capacidade das Requerentes e de seus rivais em lançar especificamente dutos rígidos, os quais, por sua vez, demandam embarcações aptas para essa finalidade. 304. No caso do Brasil, em que os campos do Pré-sal respondem por cerca de 80% da produção de petróleo, o recorte precisa ser ainda mais específico: embarcações aptas a lançar dutos rígidos em águas profundas.

Não obstante, também se faz necessária a análise da capacidade da lançamento de dutos flexíveis nessas condições pelas razões expostas a seguir. 305. Objetivando obter o melhor mapeamento possível, a Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436), que fundamentou a declaração de complexidade deste Ato de Concentração, determinou às Requerentes e aos terceiros interessados a apresentação de estruturas de oferta e medidas de capacity share de embarcações necessárias para lançar e instalar dutos rígidos submarinos em águas profundas e ultraprofundas, por concorrente, nos últimos 5 anos. 306. Os dados obtidos e estruturados pela SG são analisados a seguir. VII.3.3. Estruturas de oferta de embarcações aptas a lançar dutos rígidos e flexíveis em águas profundas – o caso do Pré-sal 307. Na seção acima, restou demonstrado que a substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis apresenta severas limitações atualmente quando se trata dos campos do Pré-Sal. Isso não significa dizer, todavia, que dutos flexíveis não sejam utilizados nesses campos. 308. A Petrobras, por exemplo, utiliza largamente dutos flexíveis em campos do Pré-Sal, seja para instalar umbilicais, seja para instalar risers que transportem fluidos outros (como água). Com efeito, conforme informado pela Seabras Sapura (SEI 1745609): “no contexto brasileiro, os PLSVs (capacidade de flex-lay) são particularmente relevantes devido às condições do pré-sal e ao uso extensivo de linhas flexíveis e umbilicais.”. 309.

Dessa forma, no contexto do Pré-sal atualmente, dutos rígidos e flexíveis são principalmente bens complementares. 310. Interessa conhecer, portanto, a frota de embarcações das Requerentes e de suas rivais aptas a realizar a instalação de dutos rígidos e flexíveis em águas profundas. Essa aptidão, por sua vez, dependerá essencialmente da capacidade máxima de tensionamento (“top tension”). 311. A capacidade máxima de tensionamento é a força limite (medida em toneladas ou kilonewtons) que o sistema de tensionadores de uma embarcação consegue aplicar continuamente sobre um duto para sustentar o seu peso suspenso na coluna d'água e controlar sua curvatura. Em linguagem mais simples, a top tension pode ser compreendida como a medida de quão pesado e quão fundo o navio consegue "segurar" um duto sem deixá-lo cair no fundo do mar ou sofrer um colapso estrutural (dobrar/esmagar) durante o lançamento. 312. Assim, com o objetivo de mapear a disponibilidade de embarcações aptas a lançar dutos rígidos e flexíveis em águas profundas, mas também de possibilitar a aferição e comparabilidade dos dados fornecidos; a SG solicitou, por meio Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436), que as Requerentes e os terceiros interessados apresentassem dados de embarcações detalhando (i) o controlador atual das embarcação, (ii) a identificação da embarcação e a sua respectiva (iii) a capacidade máxima de tensionamento. 313.

O quadro a seguir discrimina as embarcações de lançamento de dutos flexíveis aptas a atuarem em águas profundas e ultraprofundas. Quadro 9 – Embarcações com capacidade de lançamento de dutos flexíveis para águas profundas e ultraprofundas [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Nome da embarcação Último controlador da embarcação (conforme informações disponíveis de Dezembro de 2025) Método principal (Flex, Reel, J, S) PLSV atualmente afretado pela Petrobras?

Capacidade máxima de tensionamento S-lay (t) J-lay (t) Reel-lay (t) Flex-lay (t) [RESTRITO] [RESTRITO] J-lay [RESTRITO] ----- 1500 ----- 570 [RESTRITO] [RESTRITO] Reel-lay [RESTRITO] ----- 770 550 440 [RESTRITO] [RESTRITO] Reel-lay [RESTRITO] ----- ----- 450 300 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 250 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] J-lay [RESTRITO] ----- 550 ----- 280 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 325 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 300 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 300 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 800 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 300 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 600 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 325 [RESTRITO] [RESTRITO] Reel-lay [RESTRITO] ----- ----- 550 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 260 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 430 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Reel-lay [RESTRITO] ----- ----- 600 600 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- 550 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 650 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 650 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 650 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 270 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 300 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 300 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 350 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Flex-lay [RESTRITO] ----- ----- ----- 270 Notas:

· O quadro inclui informações provenientes da base de dados Spinergie para embarcações capazes de lançar dutos globalmente em projetos em águas profundas, conforme identificadas pelas Requerentes. · Para embarcações que possuem capacidade de lançamento de dutos por meio de múltiplos métodos, as Requerentes identificaram o método principal utilizado pela embarcação. [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. · [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. · As embarcações são atribuídas ao controlador com maior número de dias gerenciados em cada ano. [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. · [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. Fonte: Requerentes (SEI 1752820). 314. Registra-se que a Petrobras afreta diretamente embarcações de lançamento de dutos flexíveis para executar seu portfólio de projetos de SURF. Essa frota de embarcações de lançamento de dutos de alta capacidade inclui atualmente [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. 315. O afretamento é uma abordagem amplamente adotada no mercado de SURF para aumentar a capacidade da frota de embarcações ou acessar capacidades especializadas sem incorrer em despesas de capital. Por exemplo, [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. 316. A partir do quadro acima, elaborou-se a tabela a seguir que discrimina a oferta de embarcações com capacidade de lançamento de dutos flexíveis em águas profundas e ultraprofundas, segundo dados das Requerentes.

Tabela 10 – Número e capacidade de oferta de embarcações para instalação de dutos flexíveis em águas profundas e ultraprofundas, segundo as Requerentes [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] Controlador 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Subsea7 20-30 20-30 20-30 20-30 20-30 20-30 Saipem 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 Participações combinadas 30-40 30-40 30-40 30-40 30-40 30-40 TechnipFMC 30-40 30-40 30-40 30-40 30-40 30-40 Vantris Energy 20-30 20-30 20-30 20-30 20-30 10-20 Allseas 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 McDermott 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 COOEC 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 Havila Subsea & Renewables (ex. Volstad Maritime) 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 Solstad 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 DeepOcean 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 Total 100 100 100 100 100 100 Notas: A contagem de número de embarcações é baseada em listas de embarcações e informações provenientes dos dados da Spinergie, ajustadas quando pertinente para refletir o entendimento das Requerentes. As colunas anuais atribuem a embarcação ao controlador com o maior número de dias gerenciados durante o ano. Se uma embarcação tiver capacidade de lançamento de dutos rígidos e flexíveis, ela será considerada apenas em relação ao método que utiliza com maior frequência (ou seja, a capacidade principal). Fonte: Requerentes (SEI 1752820). 317.

Os dados da tabela acima indicam certa estabilidade nas capacidades dos diferentes controladores entre 2020 e 2025. 318. Observa-se que a capacidade combinada de embarcações para a instalação de dutos flexíveis em águas profundas e ultraprofundas das Requerentes se situa intervalo 30-40%, com o ΔHHI variando entre [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [0-200] pontos e [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [400-600] pontos. 319. TotalEnergies e Petrobras apresentaram dados similares. De acordo com a primeira (SEI 1653586), o capacity share conjunto das Requerentes em embarcações Flex-lay situa-se na faixa 30-40%, enquanto a Petrobrás (SEI 1625172) afirmou que: A SUBSEA7 é uma empresa já consolidada, atuando há vários anos, sendo proprietária de 8 embarcações do tipo PLSV. Já a SAIPEM, tem em sua propriedade 3 embarcações. [...] Sendo assim, observa-se que a SAIPEM e da SUBSEA7 somam, juntas, 11 embarcações do tipo PLSV, representando 32% das 34 embarcações aptas a operar nos projetos de E&P da PETROBRAS.” (grifos nossos) 320. Observa-se, portanto, que as estimativas de outros dois importantes agentes do setor de O&G não destoam das estimativas das Requerentes quanto à relevância da frota Flex-lay das Requerentes em âmbito mundial. 321.

Quanto à disponibilidade de embarcações para lançamento de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas, cabe notar que, no início da instrução, alguns agentes apontaram que cada método (J-Lay, Reel-Lay e S-Lay) apresenta aplicações mais adequadas, a depender das condições ambientais e da profundidade da exploração. 322. A esse respeito, a concorrente Mcdermott informou (SEI 1696916) que: A instalação com bobina [método Reel-lay] é realizada com a soldagem de tubos rígidos em terra e os enrola em uma grande bobina para instalação offshore rápida. É ideal para linhas de pequeno a médio diâmetro e conexões rápidas, pois a soldagem em terra melhora a qualidade e permite uma instalação rápida e previsível. Suas limitações incluem restrições de diâmetro e espessura da parede causadas pela deformação plástica durante o enrolamento, bem como limites de capacidade da bobina que restringem o comprimento total da linha. A instalação em S [método S-lay] solda as juntas dos tubos a bordo e as implanta sobre um stinger em um perfil em forma de S, proporcionando altas taxas de instalação e a capacidade de manusear dutos de grande diâmetro. É adequado para águas rasas a intermediárias, onde as tensões de flexão são controláveis e longos oleodutos podem ser instalados de forma eficiente. Suas limitações surgem em águas profundas, onde as cargas de flexão aumentam significativamente, e a soldagem em alto-mar e a sensibilidade às condições climáticas podem atrasar o progresso.

O método J-lay consiste na instalação de tubos quase verticalmente através de uma torre alta, reduzindo as tensões de flexão e melhorando o controle da instalação em águas profundas e ultraprofundas. É ideal para dutos de parede espessa ou sensíveis à fadiga, pois a instalação quase vertical limita a curvatura. Suas limitações incluem taxas de produção mais lentas, alto custo da embarcação devido a equipamentos especializados e baixa eficiência em águas rasas, onde ângulos de saída acentuados são impraticáveis. 323. A Petrobras (SEI 1639857) também destacou as particularidades e melhores aplicações de cada método. Segundo a Companhia, a escolha entre J-Lay, S-Lay e Reel-Lay depende das características do projeto e do tipo de linha a ser instalada. Para linhas com risers — que incluem flutuadores para acomodar movimentos das ondas — os métodos mais indicados são o J-Lay e o Reel-Lay, pois permitem a montagem desses componentes durante a instalação. Já o método S-Lay é mais adequado para dutos rígidos sem flutuadores e, embora possa ser adaptado para instalar risers, isso exige equipamentos adicionais que reduzem significativamente a oferta de embarcações aptas para essa operação. 324. A Petrobras enfatiza ainda que, embora Reel-Lay e J-Lay sejam tecnicamente ideais para aplicações com risers, o Reel-Lay apresenta limitações quanto ao diâmetro dos dutos.

Dessa forma, para dutos de grande diâmetro e em grandes profundidades — que demandam alta capacidade de tração — o método J-Lay seria o mais indicado, sendo, nesses casos, a única alternativa viável para a execução da instalação. 325. Também a Exxon (SEI 1702620) destacou as diferentes aplicabilidades entre os métodos conforme a profundidade. Quanto aos diferentes tipos de metodologias de instalação, o método J-lay é o método preferível para instalações em águas ultraprofundas, pois permite que o tubo seja baixado quase verticalmente, minimizando as tensões de flexão e reduzindo o risco de fadiga e flambagem. Os navios de lançamento por bobina, que enrolam tubos rígidos de pequeno diâmetro em bobinas maiores e os desenrolam durante a instalação, oferecem soluções eficientes para certos projetos em águas profundas, mas são limitados pelo diâmetro do tubo e pelas restrições de material. O método S-lay, que suporta o tubo horizontalmente durante o lançamento, geralmente se restringe a águas mais rasas e depende do posicionamento por âncoras, o que o torna inadequado para águas profundas ou condições adversas na maioria dos projetos. 326. Conforme discutido quando da definição do mercado relevante, as informações colhidas ao longo da instrução indicam que, de fato, cada método parece possuir aplicabilidades ótimas a depender das características do campo a ser explorado.

Em um cenário de oferta virtualmente ilimitada de cada tipo de embarcação, seria sempre possível escolher o método ótimo para cada exploração. 327. Ocorre que a disponibilidade dessas embarcações é limitada, seja em razão do seu elevado custo, seja em razão da ciclicidade da demanda, de modo que em não raros momentos essas embarcações ficam ociosas, sendo economicamente mais vantajoso, para ofertantes e demandantes, utilizá-las de forma sub-ótima do que mantê-las ociosas. Além disso, o tipo de “embarcação ótima” pode já estar alocada em outros projetos, não estando disponível para a campanha em questão. 328. Possivelmente porque esse match entre embarcações e seus usos ótimos não é necessário, os concorrentes ofertam e os clientes demandam um leque amplo de embarcações, desde que sejam aptas a realizar o projeto em questão, sendo essa aptidão definida principalmente pela sua top tension. 329. Uma evidência direta e recente é o fato de a Allseas ter vencido as licitações da Petrobras para Búzios 10 e Atapu 2 (1.955 e 2.300 metros de profundidade respectivamente) possuindo apenas embarcações do tipo S-lay, ainda que alguns importantes agentes do setor tenham afirmado que tal método se aplica preferencialmente a águas rasas e intermediárias. 330. Quanto a esse ponto, as Requerentes relatam que, até o momento, os projetos de SURF no Brasil exigiram apenas embarcações com capacidades baixas a médias.

Por exemplo, o projeto Sépia 1 da Petrobras (2017) envolveu a instalação de dutos rígidos a uma profundidade de 2.140 metros. Segundo os dados disponíveis por meio do Spinergie[69], a embarcação vencedora tinha capacidade de top tension de 400 toneladas, enquanto as outras embarcações licitantes tinham capacidade máxima de 500 toneladas. Já no projeto Búzios 6 (2021), que envolveu profundidades de até 2.000 metros, a vencedora da licitação foi a TechnipFMC, que utilizou a embarcação Deep Blue (Reel-Lay). De acordo com dados públicos, a Saipem ficou em segundo lugar com a embarcação FDS (J-Lay), seguida pela Subsea 7 com a embarcação Seven Oceans (Reel-Lay). Neste caso, a capacidade de top tension máxima das embarcações foi semelhante para os três concorrentes (entre 500 e 550 toneladas), independentemente do tipo de embarcação (Reel-Lay ou J-Lay), conforme quadro a seguir. Quadro 10 - Embarcações, método de lançamento e capacidade de tensão superior nos projetos Sépia 1 (2017) e Búzios 6 (2021) Projeto Empresa Embarcação Método de instalação Capacidade de top tension Sépia 1 (2017) McDermott (1º) North Ocean 105 Amazon J-Reel Lay 400 t Subsea 7 (2º) Seven Oceans Reel Lay 500 t TechnipFMC (3º) Deep Blue Reel Lay 550 t Búzios 6 (2021) TechnipFMC (1º) Deep Blue Reel-lay 550 t Saipem (2º) FDS J-Lay 550 t Subsea 7 (3º) Seven Oceans Reel Lay 500 t Fonte: Requerentes (1676869). 331.

Por sua vez, a TechnipFMC (SEI 1749053) afirmou que “a capacidade usualmente exigida para realizar atividades de instalação de dutos rígidos em ambientes de águas profundas e ultraprofundas normalmente ultrapassa 400 toneladas de tensão máxima”. 332. Com base nesse recorte, a TechnipFMC elencou as seguintes embarcações com capacidade de lançar dutos rígidos em águas profundas. Quadro 11 – Embarcações com capacidade de lançamento de dutos rígidos, a partir de dados da TechnipFMC Nome da embarcação Controlador atual Capacidade máxima de tensionamento S-lay (t) J-lay (t) Reel-lay (t) Amazon McDermott - >1200 - Castorone Saipem 1000 - 1200 - - FDS 2 Saipem - >1200 - JSD 6000* Saipem 900 >1200 - Pioneering Spirit Allseas >1200 - - Solitaire Allseas 1000 - 1200 - - De He Saipem 600 - - Audacia Allseas 550 - - FDS Saipem - 550 - Seven Borealis* Subsea 7 600 950 - Sapura 1200 Sapura Energy 550 - - DLV 2000 McDermott 450 - - HYSY 201 COOEC 400 - - Seven Vega Subsea 7 - - 600 Seven Oceans Subsea 7 - - 450 Deep Blue TechnipFMC - - 650 Deep Energy TechnipFMC - - 450 Saipem Constellation Saipem - - 800 Shen Da Hao Saipem - - 550 Saipem 7000 Saipem - 750 - * Embarcações JSD 6000 (Saipem) e Seven Borealis (Subsea7) possuem capacidade de lançamento de dutos pelos métodos S-lay e J-lay. Fonte: TechnipFMC (SEI 1749053). 333.

A partir do quadro acima, foi possível elaborar a tabela a seguir, que traz a capacidade dos concorrentes em termos de embarcações aptas ao lançamento de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas. Tabela 11 – Número e capacidade de oferta de embarcações para instalação de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas Controlador atual Quantitativo de embarcações Capacidade de oferta Saipem 8 40% Allseas 3 15% Subsea 7 3 15% McDermott 2 10% TechnipFMC 2 10% COOEC 1 5% Sapura Energy 1 5% Total 20 100% Fonte: elaboração SG-Cade a partir de dados da TechnipFMC. 334. Assim, de acordo com a estimativa da terceira interessada TechnipFMC, as Requerentes deteriam 55% das embarcações capazes de lançar dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas no mundo. 335. As Requerentes, por sua vez, identificaram as seguintes embarcações aptas a lançar dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas.

Quadro 12 – Embarcações para instalação de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas de acordo com as Requerentes [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Nome Embarcação Último controlador da embarcação (conforme informações disponíveis de Dezembro de 2025) Capacidade de lançamento rígido/flexível Método principal (Flex, Reel, J, S) Capacidade máxima de tensionamento S-lay (t) J-lay (t) Reel-lay (t) Flex-lay (t) [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido / Flexível J-lay - 1500 - 570 [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 525 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 1200 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido / Flexível Reel-lay - 770 550 440 [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido / Flexível Reel-lay - - 450 300 [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 450 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido / Flexível J-lay - 550 - 280 [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido J-lay - 2000 - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 400 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 500 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido J-lay 900 2000 - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 2000 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 520 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 390 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 600 937 - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido / Flexível Reel-lay - - 550 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido / Flexível Reel-lay - - 600 600 [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido / Flexível Flex-lay - - 550 550 [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 1050 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Rígido S-lay 390 - - - * [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. Notas:

· A tabela inclui informações provenientes da base de dados Spinergie para embarcações capazes de lançar dutos globalmente em projetos em águas profundas, conforme identificadas pelas Requerentes. [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. · Para embarcações que possuem capacidade de lançamento de dutos por meio de múltiplos métodos, as Requerentes identificaram o método principal utilizado pela embarcação. O principal método de lançamento de dutos difere daquele com maior capacidade de tração (top tension) para duas embarcações: [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. · ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. · ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. Fonte: Requerentes (SEI 1752820). 334. A partir do quadro acima, elaborou-se tabela a seguir que discrimina a capacidade de oferta de embarcações aptas ao lançamento de dutos rígidos, segundo dados das Requerentes.

Tabela 12 – Número e capacidade de oferta de embarcações para instalação de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas, segundo as Requerentes [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] Controlador 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Share (%) Subsea7 10-20 10-20 10-20 10-20 10-20 10-20 Saipem 10-20 10-20 10-20 10-20 10-20 20-30 Participações combinadas 30-40 30-40 30-40 30-40 30-40 30-40 TechnipFMC 10-20 10-20 10-20 10-20 10-20 10-20 Vantris Energy 10-20 10-20 10-20 10-20 10-20 10-20 Allseas 10-20 10-20 10-20 10-20 10-20 10-20 McDermott 0-10 0-10 0-10 10-20 10-20 10-20 COOEC 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 Havila Subsea & Renewables (ex. Volstad Maritime) 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 Mermaid 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 PT TIMAS SUPLINDO 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 Solstad 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 DeepOcean 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 ZPMC 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 0-10 Total 100 100 100 100 100 100 Notas: A contagem de número de embarcações é baseada em listas de embarcações e informações provenientes dos dados da Spinergie, ajustadas quando pertinente para refletir o entendimento das Requerentes. As colunas anuais atribuem a embarcação ao controlador com o maior número de dias gerenciados durante o ano. Se uma embarcação tiver capacidade de lançamento de dutos rígidos e flexíveis, ela será considerada apenas em relação ao método que utiliza com maior frequência (ou seja, a capacidade principal). Fonte:

Requerentes (SEI 1752820). 335. Os dados da tabela acima mostram certa estabilidade das capacidades entre os diferentes controladores no período 2020-2025. Contudo, as seguintes empresas tiveram aumento de capacidade: McDermott (Amazon, a partir de 2023), Mermaid (HUAN QIU 1200, a partir de 2024) e Saipem (JSD 6000, a partir e 2025). 336. A partir dos dados fornecidos pela TechnipFMC (expostos no Quadro 11), a SG questionou as Requerentes quanto ao porquê de não considerarem três embarcações da Saipem em sua estrutura de oferta, uma vez que, em informações extraídas do site da empresa, é informado que as embarcações Saipem Constellation[70], Saipem 7000[71] e De He[72] teriam potencial de lançamento de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas. 337. Dessa forma, as Requerentes (SEI 1768960) apresentaram os seguintes esclarecimentos sobre essas embarcações: • Saipem Constellation: [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. • Saipem 7000: [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. • De He: [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. 338. Nesse contexto, segundo a ABEP (SEI 1754261), a embarcação Saipem Constellation tem operado recentemente majoritariamente em modo flex‑lay. Já a Saipem 7000 anteriormente realizava atividades de lançamento de dutos, mas a pipelay tower não se encontra atualmente instalada nessa embarcação.

Ademais, as Requerentes alegam que a embarcação De He atua sobretudo em projetos Convencionais em águas raras, por isso, essa embarcação não foi considerada em projetos de SURF em águas profundas. 339. Já a embarcação Shen Da Hao[73] da Saipem não foi considerada pelas Requerentes porque essas observaram que, até o momento, a embarcação tem sido utilizada apenas para lançamento de dutos flexíveis. Contudo, a SG entende que essa embarcação possui equipamentos Reel-lay (conforme figura a seguir) e, por isso, deve ser considerada na capacidade de oferta sobretudo com os possíveis usos das spool-bases da Subsea7 num cenário pós-Operação. Figura 16 - Embarcação Shen Da Hao da Saipem Fonte: Saipem[74]. 340. Considerando as informações apresentadas pelas Requerentes e pelos terceiros interessados, a SG elaborou, após os devidos ajustes (acima expostos), a tabela final com a estrutura de oferta de embarcações para instalação de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas.

Tabela 13 – Capacidade de oferta de embarcações de lançamento de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas – levantamento SG Controlador atual Quantitativo de embarcações Capacidade de oferta Nome da embarcação Capacidade máxima de tensionamento S-lay (t) J-lay (t) Reel-lay (t) Saipem 5 25% Castorone 1000 - 1200 - - FDS 2 - >1200 - JSD 6000 900 >1200 - FDS - 550 - Shen Da Hao - - 550 Subsea7 3 15% Seven Borealis 600 950 - Seven Vega - - 600 Seven Oceans - - 450 Allseas 3 15% Pioneering Spirit >1200 - - Solitaire 1000 - 1200 - - Audacia 550 - - COOEC 1 5% HYSY 201 400 - - Mermaid 1 5% HUAN QIU 1200 500 - - McDermott 2 10% Amazon - >1200 - DLV 2000 450 - - PT TIMAS SUPLINDO 1 5% TIMAS 1201 390 - - TechnipFMC 2 10% Deep Blue - - 650 Deep Energy - - 450 Seabras/Sapura (Vantris Energy) 2 10% SAPURA 3500 375 Sapura 1200 550 - - Total 20 100% - - - - Fonte: elaboração SG-Cade 341. A tabela acima foi elaborada com base nos dados da TechnipFMC (SEI 1749053) e das Requerentes (SEI 1752820). Em complemento aos dados da TechnipFMC, as seguintes embarcações e respectivos controladores foram adicionados: HUAN QIU 1200 (Mermaid); TIMAS 1201 (PT TIMAS SUPLINDO); e SAPURA 3500 (Vantris Energy). Essas embarcações foram informadas pelas Requerentes porque possuem capacidade de lançamento de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas.

Ao mesmo tempo, as embarcações Saipem Constellation, Saipem 7000 e De He (incluídas na estrutura de oferta fornecida pela TechnipFMC) foram excluídas da estrutura de oferta elaborada pela SG, uma vez que, conforme informado pelas Requerentes, essas três embarcações não estão aptas a realizar esse tipo de instalação atualmente. Por fim, a embarcação Shen Da Hao da Saipem foi incluída na estrutura de oferta elaborada pela SG, pois essa embarcação (não considerada pelas Requerentes) possui efetiva capacidade de instalação, de acordo com as melhores informações disponíveis. 342. Em suma, após um longo trabalho de coleta e processamento de dados e informações, a SG identificou um capacity share conjunto das Requerentes da ordem de 40% para embarcações aptas a lançar dutos rígidos em águas profundas. 343. Trata-se de uma participação relevante nesse segmento. 344. Dessa forma, cabe avaliar: (i) se os fatores de rivalidade que restarão no mercado de Serviços de instalação de componentes SURF serão suficientes para evitar o exercício abusivo de poder de mercado pela entidade combinada após a Operação; (ii) como a Operação Proposta afeta os incentivos a competir nesse mercado relevante. VII.3.4. Da rivalidade no Mercado de Serviços de instalação de componentes SURF 345. De início, é preciso registrar que, de forma geral, os clientes e concorrentes oficiados no teste de mercado identificam cinco principais instaladores de componentes SURF no país:

Subsea7, TechnipFMC, Saipem, McDermott e Allseas. 346. Para alguns agentes, caso da [ACESSO RESTRITO AO CADE], Subsea7, TecnhnipFMC e Saipem possuem uma posição de destaque. Segundo a [ACESSO RESTRITO AO CADE], essas três concorrentes são: Empresas com forte presença global, combinada com uma presença local bem estabelecida no Brasil, apoiada por infraestrutura como spool bases, estão melhor posicionadas tanto do ponto de vista comercial quanto para navegar as complexidades operacionais e regulatórias do mercado brasileiro. 347. Por sua vez, os concorrentes [ACESSO RESTRITO AO CADE] e a cliente [ACESSO RESTRITO AO CADE] destacam especificamente a Subsea7 como um agente de destaque nesse mercado. 348. Por outro lado, os concorrentes [ACESSO RESTRITO AO CADE] e os clientes [ACESSO RESTRITO AO CADE] não destacam nenhum concorrente de forma específica. 349. A atuação verticalizada da TechnipFMC foi apontada por alguns agentes como sendo um diferencial competitivo. 350. As Requerentes ao longo de suas manifestações (e em particular em SEI 1704986) argumentam que determinadas respostas de terceiros interessados ao teste de mercado seriam “interpretações seletivas e/ou preferências subjetivas”, não refletindo o grau de rivalidade existente no mercado, marcado por projetos sofisticados controlados por clientes de Exploração e Produção (E&P). 351. Diante desse quadro de percepções distintas, é pertinente considerar dados e informações objetivas. 352.

Com efeito, por meio da Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436), a SG determinou às Requerentes e aos terceiros interessados que apresentassem informações sobre as licitações ocorridas para a contratação de serviços de instalação de componentes SURF. 353. Em resposta, as Requerentes apresentaram uma relação de licitações públicas e privadas a partir de 2019 para projetos EPCI de SURF em profundidades superiores a 1.500 metros no Brasil, conforme quadro a seguir.

Quadro 13 – Projetos EPCI de SURF em profundidades superiores a 1.500 m (2019 – 2025) Cliente (ano da adjudicação) Projeto Profundidade da água Empresa vencedora da licitação Nome da Embarcação Método de instalação vencedor Petrobras (2019) Sépia 1 (*) 2.140 m McDermott North Ocean 105Amazon J-Lay Petrobras (2019) Mero 1 2.200 m TechnipFMC Deep Blue Reel-Lay TotalEnergies (2019) Lapa Nordeste (NE) – T&I 2.150 m Subsea7 Seven Seas Flex-Lay Petrobras (2020) Mero 2 2.050 m TechnipFMC Deep Blue Reel-Lay Petrobras (2020) Búzios 5 (*) 1.537 m - 2.190 m Saipem Saipem FDS J-Lay Petrobras (2021 e 2024) Mero 3 e Mero 4 2.200 m Subsea7 Seven Veja e Seven Oceans Reel-Lay Equinor (2021) Bacalhau (EPCI) 2.050 m Subsea7 Seven Vega Reel-Lay Petrobras (2021) Búzios 7 (*) 2.000 m Saipem Saipem FDS J-Lay Petrobras (2022) Búzios 6 (*) 2.000 m TechnipFMC Deep Blue Reel-Lay Petrobras (2022) Búzios 8 (*) 2.000 m Subsea7 Seven Oceans Reel-Lay Total Energies (2022) Lapa NE - Fase 3 2.150 m TechnipFMC Skandi Africa Flex-Lay TotalEnergies (2023) Lapa SW - Fase 2 2.500 m Saipem FDS-2 J-lay Equinor (2023) BMC-33 (Raia) EPCI 2.600 m - 2.900 m TechnipFMC Deep Blue Reel-Lay PRIO (2023) Wahoo 1.500m McDermott Amazon J-lay Petrobras (2024) HiSEP (SPS/SURF) 2.200 m TechnipFMC Deep Blue Reel-Lay Petrobras (2024) Búzios 9 2.000 m Subsea7 Seven Oceans Reel-Lay Petrobras (2025) Búzios 10 1.955m Allseas Audacia S-lay Shell (2025) Gato do Mato 2.000 m TechnipFMC Deep Blue Reel-Lay Petrobras (2025) Búzios 11 2.000 m Subsea7 Seven Vega Reel-Lay Petrobras (2025) Atapu 2 2.300 m Allseas Audacia S-Lay (*) Licitações públicas[75].

Fonte: Requerentes (SEI 1676869). 354. De acordo com as informações descritas no quadro acima e segundo as Requerentes, pelo menos seis concorrentes apresentaram propostas para 13 contratos EPCI de SURF com a Petrobras desde 2019 (incluindo Sapura/Seagems), e cinco deles tiveram contratos adjudicados. (i) Allseas: Búzios 10 e Atapu 2. (ii) TechnipFMC: Mero 1, Mero 2, Búzios 6 e HiSEP. (iii) McDermott: Sépia 1. (iv) Subsea7: Mero 3, Búzios 8, Búzios 9 e Búzios 11. (v) Saipem: Búzios 5 e Búzios 7. 355. Quanto aos clientes privados, pelo menos quinze projetos EPCI de SURF foram lançados no mesmo período e concedidos a diferentes concorrentes. (i) TechnipFMC: Peregrino (Equinor), Patola (Karoon), Frade (PRIO), Lapa NE (TotalEnergies), BMC-33 (Equinor) e Gato do Mato (Shell). (ii) Sapura/Seagems: Pargo (Perenco) e Polvo (PRIO). (iii) McDermott Frade 2 (PRIO), Wahoo (PRIO) e Lapa NE (TotalEnergies). (iv) Subsea7: Lapa NE (TotalEnergies); Bacalhau (Equinor). (v) Saipem: Lapa SW (TotalEnergies). 356. Sobre os dados acima, as Requerentes (SEI 1676869) destacam que: Embora os processos licitatórios recentes da Petrobras abrangessem requisitos prescritivos em relação ao produto a ser instalado (e.g., dutos rígidos ou flexíveis), mesmo nesses casos, o método de instalação não é pré-definido (por exemplo, Reel-lay, S-lay, J-lay, Flex-lay). Outros operadores também podem deixar a seleção do produto para o fornecedor OECM.

Por exemplo, a TotalEnergies realizou licitações em que o tipo de duto não estava pré-definido, permitindo que os licitantes propusessem diferentes alternativas técnicas. No projeto Lapa SW – Fase 2 (2022), como parte de uma competição de projetos, a TotalEnergies apresentou ao mercado alguns requisitos básicos de licitação e solicitou aos fornecedores que propusessem soluções que combinassem tubos rígidos e flexíveis. Cada fornecedor poderia propor uma solução técnica, metodologia de instalação ou embarcação diferente. De forma semelhante, no projeto Bacalhau da Equinor (2019), os contratados propuseram tanto a arquitetura do campo quanto o tipo de produto. 356. A Petrobras também atendeu à solicitação da SG e apresentou o resultado completo dos seus processos licitatórios desde 2020. Quadro 14 – Resultados dos processos licitatórios da Petrobras desde 2020 [ACESSO RESTRITO AO CADE] Nome do projeto/Ano de adjudicação Vencedor do processo licitatório e demais proponentes Empresas não convidadas Valor total de aquisições de SURF. Fonte:

SEI 1643291 Búzios 5 (2020) 1 - Saipem [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Mero 2 (2020) 1 - TechnipFMC [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Mero 3 (2021) 1- Subsea 7 [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 6 (2022) 1 – TechnipFMC [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 7 (2021) 1 - Saipem [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 8 (2022) 1 - Subsea7 [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 9 (2024) 1 - Subsea 7 [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 10 (2024) 1 - Allseas [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 11 (2025) 1 - Subsea7 [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Atapu 2 (2025) 1 - Allseas [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Sépia 2 (2026) 1 - Subsea7 [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Fonte: Petrobras (SEI 1752579). 357. Os dados sobre os processos licitatórios corroboram parcialmente as percepções apresentadas por clientes e concorrentes no teste de mercado. 358. De fato, Subsea7, Technip, Saipem, Allseas e Mcdermott têm sido os players mais frequentes nas licitações. A Sapura (pouco citada no teste de mercado) também figurou em alguns certames. 359. Por outro lado, com base nesses dados, não é possível afirmar, como indicado por alguns agentes, que Subsea7, Saipem e TechnipFMC sejam os únicos players a efetivamente rivalizar no mercado de instalação SURF. Como regra, quando esses três players participam dos certames, outros concorrentes diferentes também o fazem. 360.

No que tange especificamente às Requerentes, apenas na licitação para [ACESSO RESTRITO AO CADE] as duas foram as únicas participantes do certame; enquanto apenas em [ACESSO RESTRITO AO CADE] a Subsea7 foi a única participante. 361. Registre-se que na versão de acesso restrito (SEI 1639850)[76] em que forneceu tais informações, a Petrobras apresenta um gráfico segundo o qual em cinco certames teria havido apenas 1 proponente. Todavia, esse gráfico não traz qualquer detalhamento, não explicando, por exemplo, se as licitações de fato ocorreram e qual o resultado delas. Por outro lado, em sua resposta ao item “g” do parágrafo 85 da Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436), a Petrobras apresentou a relação das licitações promovidas desde 2020, de forma detalhada, conforme Quadro 14, sendo esse o conjunto de informações considerado para fins de análise neste Parecer. 362. Importante registrar também que entre os anos de 2024 e 2025, a Saipem foi impedida de contratar com a Administração Pública devido a uma sanção imposta pela Controladoria Geral da União (CGU), posteriormente suspensa judicialmente. De acordo com as Requerentes (SEI 1676869), em pelo menos duas licitações, a Saipem ficou impedida de licitar: Búzios 10 e Búzios 11, e em nenhuma delas houve cancelamento ou ausência de competição no certame. 363.

Por outro lado, em sua Petição (SEI 1639850), a Petrobras traz um detalhado relato de procedimentos licitatórios realizados pela Companhia, sintetizado abaixo. · Projeto Mero 4: empresas convidadas: Subsea7, Saipem, Technip, Sapura e Alseas. Neste certame, a [ACESSO RESTRITO AO CADE] e a [ACESSO RESTRITO AO CADE] não apresentaram propostas e não justificaram o desinteresse em participar, enquanto a [ACESSO RESTRITO AO CADE] e a [ACESSO RESTRITO AO CADE] declinaram de formular propostas mediante a justificativa de já estarem participando da concorrência em outros projetos da PETROBRAS e devido aos impactos na cadeia de suprimentos decorrentes do início da guerra na Ucrânia, além de divergências quanto à fórmula de reajuste proposta no contrato. Sendo assim, a PETROBRAS recebeu uma única proposta, advinda da SAIPEM, que, no entanto, ficou [ACESSO RESTRITO AO CADE] acima do orçamento referencial elaborado pela PETROBRAS. Em razão disso, e por conter inúmeras condicionantes para a assinatura do contrato, acabou gerando o cancelamento da contratação pela PETROBRAS. Diante da baixa competição que se observa a partir de então, a PETROBRAS optou por incorporar os serviços SURF para o campo de Mero 4 no contrato já vigente para o campo de Mero 3, por meio de termo aditivo celebrado em maio de 2023. · Projeto Búzios 09:

Nesse projeto, foram consideradas as modificações aprovadas pela Diretoria Executiva, onde a Petrobras assume mais riscos nas garantias relativas aos adiantamentos para os bens fornecidos no contrato. A solicitação de envio de propostas (SEP) foi publicada em 29.11.2022 para as seguintes empresas: Subsea7, Saipem, Technip, Sapura e Alseas. Mesmo com maior assunção de riscos pela Petrobras, a Petrobras recebeu apenas uma proposta válida da empresa Subsea7, [ACESSO RESTRITO AO CADE]. As empresas [ACESSO RESTRITO AO CADE] declinaram alegando falta de capacidade operativa e as empresas [ACESSO RESTRITO AO CADE] não declinaram, contudo não apresentaram propostas sem nenhuma justificativa no processo. Após negociação, o contrato foi assinado com a empresa Subsea7. · Projeto Búzios 10 – Inicialmente, houve uma proposta válida da empresa Saipem, enquanto as demais empresas assim procederam: [ACESSO RESTRITO AO CADE] não declinaram e não apresentaram justificativas; [ACESSO RESTRITO AO CADE] declinou e alegou falta de capacidade operativa. Contudo, mesmo com proposta válida e abaixo do orçamento, não foi possível a assinatura do contrato, pois a empresa SAIPEM encontrava-se sancionada pela CGU, impedindo-a de transacionar com a Petrobras por um período de 2 (dois) anos, a partir de 12.01.2024.

Diante deste insucesso, a Petrobras realizou nova Solicitação de Envio de Propostas (SEP) em outubro de 2024, foram recebidas duas propostas formuladas pela [ACESSO RESTRITO AO CADE], tendo a [ACESSO RESTRITO AO CADE] declinado de participar. A Allseas foi a primeira colocada neste procedimento, com proposta abaixo do orçamento, enquanto a [ACESSO RESTRITO AO CADE] ficou em segundo lugar com proposta acima do orçamento. · Projeto Búzios 11: a SEP foi publicada em 16.05.2024 para a ampliação de empresas no cadastro da Petrobras e aprovadas pelos parceiros da Petrobras em Búzios 11, tendo sido convidadas as empresas Alseas, Ocyan, Seagems/Sapura, Subsea7 e Technip. A SAIPEM não foi selecionada inicialmente no processo, em decorrência de sanção imposta pela CGU. No entanto, em razão de evidência de recurso judicial interposto pela empresa, o documento de instauração autorizou a inclusão da empresa no processo de Búzios 11, em caso de reversão da sanção aplicada, o que, de fato, aconteceu durante o processo. Adicionalmente foram convidadas também a participar desse certame as seguintes empresas: EMPRESA CONSTRUTORA BRASIL S.A. (ECB) e OFFSHORE OIL ENGINEERING CO., LTD. (COOEC). Como resultado, observou-se a apresentação de 04 propostas: [ACESSO RESTRITO AO CADE]. [ACESSO RESTRITO AO CADE] não declinou e não apresentou justificativas. Já a [ACESSO RESTRITO AO CADE] não apresentaram propostas, alegando pouco tempo para efetuar a cotação.

Por fim, a [ACESSO RESTRITO AO CADE] não apresentou proposta alegando falta de acordo com subcontratados. Após a fase de negociação, o contrato foi assinado com a empresa Subsea7, com preços [ACESSO RESTRITO AO CADE] abaixo do orçamento Petrobras. · Projeto Atapu 2: – Houve SEP para as seguintes empresas pré-qualificadas a participar do processo competitivo: Allseas, Seagems/Sapura, Subsea7, Technip, Saipem, Mcdermott e COOEC. A Petrobras submeteu aos parceiros de Atapu2 a inclusão de novos players, sendo aceitos as empresas COOEC e Mcdermott, que não vinham sendo chamadas para outros processos em função de problemas de execução em contratos anteriores. Como resultado, observou-se a apresentação de 04 propostas: [ACESSO RESTRITO AO CADE]. [ACESSO RESTRITO AO CADE] indicou, durante o diligenciamento do processo, estar em reestruturação financeira, enquanto a [ACESSO RESTRITO AO CADE] informou tempo insuficiente para efetuar a cotação. 364. O relato da Petrobras ilustra, por um lado, limitações de players aptos a participarem dos certames e, por outro, a capacidade da Petrobras em promover ajustes nesses procedimentos com vistas a ampliar a concorrência. 365. A complexidade dos projetos de instalação de componentes SURF tende a limitar o número de players aptos.

Além do rol de ativos necessários para a execução desses projetos – o que pode demandar a celebração de consórcios e subcontratações –, fatores outros como a condição financeira para suportar tais projetos, aspectos legais e regulatórios, tempo e despesas necessárias para elaborar propostas contribuem para a obtenção de um número reduzido de ofertas. 366. Por outro lado, os contratantes são empresas de grande porte, que dispõem de mecanismos diversos para, ao flexibilizarem suas exigências, ampliar o número de concorrentes. Conforme discorrido acima, as empresas de O&G costumam definir requisitos financeiros, de propriedade/controle de ativos cruciais à execução do projeto (como os PLVs), de track record. Podem ainda ser mais específicas, detalhando o tipo de duto a ser utilizado (se rígido ou flexível) e o método de instalação (se J-lay, Reel-lay, S-lay, etc). 367. Obviamente, quanto maiores e mais específicos forem esses requisitos, menor será o número de concorrentes. 368. As Requerentes, em conjunto com a Technip, foram apontadas no teste de mercado como as empresas com maior capacidade de oferecer soluções completas de SURF, além de possuírem frotas mais diversificadas, um robusto track record e ausência de problemas financeiros. Assim, se todos esses aspectos forem tomados como pré-requisitos, de fato, o universo de concorrentes tende a ser mais restrito. 369.

Contudo, caso tais requisitos sejam flexibilizados, o número de concorrentes tende a se ampliar, sendo isso o que de fato ocorreu, conforme relatado pela Petrobras, que convidou players anteriormente não convidados, possivelmente em virtude da flexibilização de seus requisitos. 370. Ademais, diferentes arranjos são possíveis. Um player pode concorrer afretando embarcações (inclusive de concorrentes) e pode formar consórcios, seja com concorrentes, seja com fabricantes de componentes SURF, visando a oferta de soluções completas. A manifestação da concorrente [ACESSO RESTRITO AO CADE] é bastante ilustrativa a esse respeito: [ACESSO RESTRITO AO CADE] a empresa concorreu afretando o PLV [ACESSO RESTRITO AO CADE] a proposta foi elaborada com a formação de consórcio [ACESSO RESTRITO AO CADE] a proposta foi baseada em um consórcio [ACESSO RESTRITO AO CADE]. 371. De fato, o afretamento é uma abordagem amplamente adotada no mercado de instalação de componentes SURF para aumentar a capacidade da frota de embarcações ou acessar capacidades especializadas sem incorrer em despesas de capital. Por exemplo, a Requerente Saipem utiliza diversas embarcações afretadas, sendo as principais: [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. A Requerente Subsea7 afretou a embarcação de construção [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. 372.

Se pelo lado da oferta, diferentes agentes (concorrentes ou não) podem se unir para competir por projetos mais complexos, pelo lado da demanda é possível que o contratante opte pela fragmentação da contratação visando ampliar o número de competidores em suas licitações. 373. De acordo com as Requerentes (SEI 1676869), a Petrobras, por exemplo, afreta diretamente embarcações de lançamento de dutos flexíveis para executar seu portfólio de projetos de SURF. Essa frota de embarcações de lançamento de dutos de alta capacidade inclui atualmente 17 embarcações flexíveis. De acordo com o quadro anterior, quatro embarcações foram afretadas da Subsea7, seis da Vantris Energy e sete da TechnipFMC (das quais algumas são operadas em uma joint venture 50/50 com a DOF). 374. A Petrobras, por sua vez, argumenta (em SEI 1639850) que essa flexibilização dos requisitos, visando ampliar a concorrência em suas licitações, dá-se às custas de uma maior assunção de riscos, sejam financeiros, sejam de ordem operacional. Isso porque, ao ampliar o leque de possíveis proponentes, a companhia pode incorrer no risco de contratar com empresas sem a adequada capacidade financeira de arcar com o projeto ou de executá-lo a contento. 375. Além das preocupações com a solidez financeiras dos proponentes, os clientes destacaram também sua preocupação com os chamados “riscos de interface”, conforme explicado pela Exxon (SEI 1643314).

A Exxon geralmente adquire projetos SURF por meio de um único contrato EPCI integrado que inclui todos os principais componentes do sistema submarino, em vez de contratar esses itens separadamente. Essa abordagem garante um único ponto de responsabilidade, reduz os riscos de interface e coordenação e permite que a contratada otimize a programação e a logística das embarcações em todo o escopo. A aquisição integrada de EPCI também aumenta a confiabilidade do projeto ao alinhar as equipes de engenharia e instalação desde o início. Embora seja teoricamente possível fragmentar os contratos SURF e oferecer pacotes separados para umbilicais, risers e linhas de fluxo, essa não é a opção mais adequada. A divisão de escopos aumenta os custos de transação e coordenação, eleva os riscos de execução e, muitas vezes, resulta em atrasos devido a incompatibilidades de mobilização de embarcações ou incompatibilidade entre componentes de origem independente. Por esse motivo, é preferível conceder contratos SURF em uma base EPCI pronta para uso sempre que possível. 376. Quando o cliente opta por contratar diferentes partes do projeto de fornecedores distintos, ele tende, como regra, a assumir os riscos de interface. Por sua vez, quando adquire o pacote completo de um único fornecedor, é possível: (i) minimizar esses riscos, já que o mesmo fornecedor será responsável por toda a engenharia do projeto e (ii) transferir o ônus de eventuais problemas de interface para o fornecedor. 377.

Não obstante tal possibilidade, um fornecedor de projetos SURF no formato EPCI pode se recusar a participar de licitações cujos contratos lhe imputem riscos excessivos e isso pode ser percebido pelos clientes como uma ausência de rivalidade. 378. Por seu turno, de acordo com as Requerentes, o que alguns clientes interpretam como baixa rivalidade, decorreria de suas preferências por determinados tipos de soluções e que, dada a capacidade dos clientes de ditar o ritmo do mercado, definindo o momento e os requisitos para contratação, a rivalidade assumiria um caráter endógeno. 379. Fato é que o mercado de instalação de componentes SURF possui uma estrutura peculiar, com o lado da demanda (empresas de O&G) sendo constituído por um oligopsônio e o lado da oferta por um oligopólio. Nesse contexto, em que as interações entre esses dois lados são altamente estratégicas, é preciso filtrar as percepções dos agentes, analisando-as à luz de elementos fáticos. 380. Conforme já pontuado, os terceiros interessados, bem como outros agentes, enfatizaram a reduzida disponibilidade de embarcações aptas a lançarem dutos rígidos em águas profundas. De fato, conforme levantamento elaborado pela SG a partir do teste de mercado, existem em torno de 20 embarcações desse tipo no mundo.

Resta avaliar, portanto, se a frota global é suficiente para atender a demanda nacional e global ou se uma eventual escassez desse ativo pode dar ensejo ao exercício abusivo de poder de mercado pelas Requerentes após a Operação. 381. Para tanto, serão avaliados, além da dimensão da frota, os níveis de ociosidade ante a demanda do mercado para então concluir se as Requerentes seguirão tendo incentivos para manter o nível de competição atual. 382. Contudo, antes da análise de ociosidade e dos incentivos para competir, apresenta-se e analisa-se as alegadas eficiências da Operação Proposta. VII.3.5. Das alegadas eficiências 383. Em 14 de abril de 2026, com base nos fundamentos expostos na Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436), através do Despacho SG nº 463/2026 (SEI 1735632), esta Superintendência-Geral declarou o presente Ato de Concentração complexo. Dentre as diligências indicadas na ocasião, facultou-se às Requerentes a apresentação das eficiências econômicas derivadas da Operação. 384. Segundo as Requerentes, a Operação permitirá uma gestão e operação conjuntas das bases de ativos que possibilitarão à entidade combinada gerar eficiências tempestivas e específicas da operação, que se refletirão em suas ofertas aos clientes. 385. Assim, continuam as Requerentes (SEI 1752823), tais eficiências incluem, mas não se limitam a: a. Otimização da frota combinada das Requerentes.

Ao combinar as frotas das Requerentes, a entidade resultante poderá alcançar um nível de otimização que não seria possível de forma individual. Essa otimização reduzirá o tempo de deslocamento entre projetos e, consequentemente, (i) aumentará a disponibilidade de embarcações para projetos, (ii) reduzirá custos operacionais e (iii) gerará benefícios ambientais (como a redução de emissões de CO2e). b. Economias em custos de aquisição. Com a consolidação das compras de bens e serviços, as Requerentes esperam reduzir os custos totais de aquisição em razão de melhores condições comerciais normalmente associadas a maiores volumes ou maior frequência de fornecimento. c. Redução de custos indiretos. As Requerentes esperam que a Operação permita economias em áreas como (i) vendas e marketing, (ii) seguros, finanças e serviços corporativos, (iii) sistemas de TI e (iv) custos indiretos regionais e específicos por país (por exemplo, em razão da eliminação de duplicidades em funções centrais e despesas gerais). d. Eficiências tecnológicas. A Operação permitirá o compartilhamento de tecnologias, resultando em maior eficiência na execução e redução de custos em relação ao desempenho independente das Requerentes, por exemplo. 386. Dessa forma, as Requerentes afirmam que as eficiências irão melhorar a estrutura de custos da entidade resultante da Operação.

Em um mercado baseado em projetos, caracterizado por licitações e por clientes que detêm poder de compra, tais efeitos tendem a intensificar a rivalidade e devem se traduzir em preços mais competitivos para os clientes. Além disso, a eficiência decorrente da otimização da frota permitirá que as embarcações estejam disponíveis com maior antecedência, beneficiando diretamente os clientes por meio da redução dos prazos de execução. 387. Por fim, as Requerentes entendem que a Operação gera eficiências no Brasil que serão compartilhadas inclusive com os clientes. Isso inclui a capacidade de apoiar clientes em novos desenvolvimentos na Margem Equatorial ou em outras novas bacias no país, por meio do uso de uma frota ampliada, maiores capacidades de execução de projetos e tecnologias complementares. 388. Dentre as eficiências elencadas pelas Requerentes, aquela que possui maior potencial de atender aos requisitos estabelecidos no Guia H de ser, simultaneamente, prováveis, verificáveis e específicas da Operação é a otimização de suas frotas. 389. As economias com custo de aquisição – por representar uma transferência de recursos agentes econômicos – e a redução de custos indiretos – por não serem específicas da Operação – não são consideradas “eficiências passíveis de contabilização”, termos do Guia H. 390.

Quanto às alegadas eficiências tecnológicas, embora passíveis de consideração caso possibilitem a apropriação de spillovers, não são verificáveis, no presente caso, da forma como foram apresentadas. 391. Assim, a análise das alegadas eficiências se concentrará na otimização das frotas das Requerentes. 392. A figura a seguir contém os dias de trânsitos de longa distância das embarcações das Requerentes para fins de quantificação da porcentagem do tempo de deslocamento em relação ao período de um ano. Figura 17 – Dias de trânsito por ano – principais embarcações da Subsea7 e da Saipem (média do período 2021-2025) [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Fonte: Requerentes (SEI 1752821). 393. Assim, entre 2021 e 2025, conforme informado pelas Requerentes, algumas embarcações da Saipem passaram, em média, [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [0-10%] do período anual em trânsito, enquanto as embarcações selecionadas da Subsea7 gastaram, em média, [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [10-20%] do ano em trânsito intercontinental. 394. Como exemplos práticos, as Requerentes apresentaram dois casos de alocações de embarcações que poderiam resultar em redução de deslocamentos. No primeiro exemplo, a embarcação de lançamento de dutos flexíveis da Subsea7, o Seven Pacific, foi deslocada do Brasil para Angola para um projeto iniciado em 26 de julho de 2024.

Enquanto isso, a embarcação de lançamento de dutos flexíveis da Saipem, o Normand Maximus, deslocou-se da Itália para o Brasil para um projeto iniciado em 16 de julho de 2024. Com a reunião das frotas das Requerentes, seria possível obter uma redução de aproximadamente 10 dias em trânsito no total. 395. Já o segundo exemplo (vide figura a seguir) envolve o Seven Borealis, da Subsea7, e o FDS 2, da Saipem, que executaram projetos na Guiana em setembro/outubro de 2024. Posteriormente, o Seven Borealis se deslocou para a Arábia Saudita para um projeto iniciado em 04 de outubro de 2024. Após a conclusão desse projeto, o Seven Borealis seguiu para Angola, para um projeto iniciado em 30 de abril de 2025. Paralelamente, o FDS 2, da Saipem, deslocou-se para Angola para um projeto com início em 09 de novembro de 2024. Após a conclusão desse projeto, a embarcação retornou à Guiana para um projeto iniciado em 06 de março de 2025. Figura 18 - Exemplo ilustrativo de otimização de frota – Embarcações: Seven Borealis, FDS 2, e Saipem Endeavour Fonte: Requerentes (SEI 1760085). 396. Assim, segundo as Requerentes, as duas embarcações realizaram quatro deslocamentos intercontinentais, três dos quais poderiam ter sido evitados com uma frota combinada. Logo o Seven Borealis potencialmente poderia ter executado o projeto do FDS 2 em Angola, em vez de se deslocar para a Arábia Saudita.

Para o projeto na Arábia Saudita, a Saipem dispõe de outras embarcações focadas na região do Oriente Médio que poderiam ter executado o trabalho em questão. Por exemplo, o Saipem Endeavour estava na Arábia Saudita e em grande parte de modo ocioso naquele período. A possível otimização teria permitido que o FDS 2 permanecesse na Guiana e evitasse o deslocamento intercontinental para Angola. Isso possivelmente também teria permitido antecipar o projeto subsequente programado na Guiana. Concluem as Requerentes que uma frota combinada poderia ter reduzido os tempos de deslocamento em aproximadamente 71 dias. 397. Ademais, a complementaridade da frota das Requerentes também é evidenciada por alguns casos em que elas atuam em parceria para atender às demandas dos clientes ou alocam embarcações próprias e afretadas para contratos específicos (SEI 1676870). [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. 398. De fato, a mobilidade global das embarcações das Requerentes foi destacada pela terceira interessada ExxonMobil e retratada na figura abaixo. Figura 19 - Movimentação de embarcações da Subsea7 e Saipem [ACESSO RESTRITO AO CADE] Fonte: ExxonMobil (SEI 1635405). 399. Segundo a ExxonMobil, “a mobilidade demonstra que a facilidade de deslocamento das embarcações entre diferentes geografias pode gerar eficiências operacionais para a Entidade Combinada, reduzindo deslocamentos desnecessários e otimizando a alocação de ativos” (SEI 1635403). 400.

A partir das informações e exemplos apresentados pelas Requerentes, é possível inferir que, sendo o mercado global, a combinação das frotas das Requerentes, de fato, permite a redução do trânsito das embarcações e, portanto, amplia a disponibilidade desses ativos e reduz custos. 401. Contudo, somente com base nas informações fornecidas, não é possível concluir que haveria repasse relevante dos ganhos de eficiências decorrentes da Operação para os consumidores, conforme disposto no Art. 88, §6º, I, “c”, da Lei 12.529/2011. 402. Não obstante o não atendimento integral ao mencionado dispositivo legal, a redução do tempo dispendido com trânsito intercontinental (além da associada redução de custos) amplia a disponibilidade dessas embarcações para serem efetivamente utilizadas em projetos de instalação SURF. VII.3.6. Do grau de ociosidade das embarcações de instalação de dutos 403. Conforme demonstrado nas seções precedentes, a Operação proposta resulta na reunião de ativos globalmente escassos e altamente especializados sob o controle da entidade fusionada. 404. Diante da reduzida disponibilidade desses ativos, é possível aventar a possibilidade de a entidade fusionada se valer dessa escassez para praticar preços mais elevados e impor condições menos favoráveis aos seus clientes. 405.

Por outro lado, tais embarcações, além do bastante elevado custo de aquisição, implicam consideráveis custos fixos associados, por exemplo, à manutenção, seguros, tripulação, dentre outros que são incorridos pelos proprietários ou afretadores independentemente de a embarcações está alocada a um projeto e, portanto, gerando receita, ou ociosa, gerando apenas despesas. 406. Dessa forma, manter essas embarcações ociosas à espera de uma licitação em que seja possível praticar um preço supracompetitivo implica incorrer em elevados custos fixos, ao mesmo tempo em que se renuncia à receita proveniente de um contrato de alto valor (ainda que a um preço próximo do competitivo). 407. A relevância desses custos fixos também foi destacada pela concorrente e terceira interessada TechnipFMC (SEI 1749053). Considerando os elevados custos fixos associados a esses ativos, tais como tripulação, manutenção, financiamento e seguros, qualquer período de inatividade representa uma perda econômica significativa. Assim, os agentes possuem fortes incentivos para manter altas taxas de utilização, realocando ativamente as embarcações para regiões onde a demanda seja mais robusta ou onde projetos ofereçam condições comerciais mais atraentes, isto é, maiores retornos. Essa lógica econômica gera pressão contínua por uma alocação eficiente de ativos e por um comportamento competitivo nos processos licitatórios. 408.

Em suma, as embarcações especializadas no lançamento de dutos, sejam próprias ou afretadas, possuem um elevado custo de oportunidade. Assim, há um incentivo intrínseco à gestora da embarcação para alocá-la em projetos ao invés de mantê-la ociosa. 409. Contudo, não é possível descartar que, em momentos de demanda aquecida, as gestoras dessas embarcações se valham de sua relativa escassez em nível global para cobrar preços maiores, seja pelo fretamento, seja pelo projeto EPCI que exija tais embarcações. 410. A probabilidade de que essa situação se materialize vai depender, por sua vez, do nível utilização dessas embarcações. Quanto maior o nível de utilização, menor a disponibilidade para novos projetos e, portanto, maior tende a ser o preço exigido pelo uso delas. Reciprocamente, quanto maior o grau da ociosidade, menor tende a ser preço ofertado para executar novos projetos que as requeiram. 411. Assim, os incentivos a competir guardam uma relação direta com o grau de ociosidade da atual frota de embarcações, tanto das Requerentes como de suas rivais. 412. Objetivando melhor avaliar esses incentivos, a SG determinou às Requerentes e aos terceiros interessados que indicassem o nível de ociosidade das embarcações necessárias para a instalação de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas, informando a metodologia utilizada para calcular a ociosidade. 413.

Em relação ao mercado geral de projetos de SURF, as Requerentes afirmaram que não podem fornecer dados detalhados sobre os períodos de ociosidade das embarcações dos concorrentes, uma vez que tais informações não são disponíveis publicamente. 414. Esclareceram ainda que o conjunto de dados utilizados (elaborados pela Spinergie) inclui diversas classificações de atividades de embarcações, como lançamento de dutos (pipelaying), spooling/carregamento, trânsito, inatividade (stationary), em terra (ashore), entre outras. Para o exercício realizado, as Requerentes estimaram que todas as atividades, exceto aquelas realizadas em terra (ashore)[77] e em trânsito, constituem “tempo ativo/operacional”. 415. Assim, utilizando os dados disponíveis da Spinergie, as taxas de utilização dos concorrentes foram calculadas com base na proporção de tempo em que as embarcações estão envolvidas em atividades operacionais em relação ao seu tempo total disponível. Os períodos de trânsito, manutenção e parada foram excluídos. O tempo ocioso corresponde à diferença entre a disponibilidade total (100%) e as taxas de utilização calculadas. Tabela 14 – Níveis estimados de capacidade ociosa de embarcações de lançamento de dutos Fonte/Metodologia: Spinergie e estimativas internas das Requerentes. [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. Fonte: Requerentes (SEI 1752819). 416.

Os dados da tabela acima indicam ociosidades médias de [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] [40-50] para embarcações da Subsea7 (Seven Vega, Seven Oceans, Seven Navica, Seven Borealis). Já a Saipem tem ociosidades médias de [ACESSO RESTRITO À SAIPEM] [40-50%] para as embarcações Castorone, JSD6000, FDS2, FDS e Shen Da. 417. Ademais, segundo as Requerentes (SEI 1752819), o tempo de inatividade/ocioso não seria, por si só, o parâmetro mais relevante para avaliar a utilização efetiva de embarcações. Isso porque, baixos níveis de inatividade não indicariam necessariamente o emprego contínuo em atividades de lançamento de dutos em águas profundas ou capacidades operacionais máximas, já que, pelas razões expostas, proprietários e operadores de embarcações buscam manter seus ativos sob contrato e garantir sua utilização efetiva. Uma vez que as embarcações estão comprometidas com projetos específicos, elas normalmente permanecem operacionais em diversas atividades não relacionadas ao lançamento de dutos (por exemplo, inspeção, instalação de equipamentos submarinos por meio de guindaste, períodos de espera enquanto aguardam liberação do cliente para acesso às áreas, etc.), dentre outras aplicações subótimas. 418. Considerando que o deslocamento das embarcações impacta os prazos e custos do projeto, a SG solicitou que as Requerentes estratificassem as informações da tabela acima e apresentassem apenas os dados de dias ashore (em terra) – ou seja, excluindo dias em trânsito.

Assim, a tabela a seguir contém percentuais de ociosidades relacionadas com os dias ashore. Tabela 15 – Níveis estimados de capacidade ociosa de embarcações de lançamento de dutos – apenas dias ashore (em terra) [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Fonte/Metodologia: Requerentes, com base em dados da Spinergie. [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. Fonte: Requerentes (SEI 1760082). 419. Sob essa última métrica, os níveis de ociosidade são reduzidos em relação à estimativa original (que considera o tempo em trânsito como ocioso). Isso significa que é possível ampliar a disponibilidade das embarcações para uso em projetos de instalação SURF em caso de uma reotimização das frotas após a Operação. 420. Também com o objetivo de avaliar as capacidades produtivas das embarcações, a Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436) determinou que as Requerentes informassem o período médio que as embarcações J-lay, S-lay, Reel-Lay e Flex-Lay ficam comprometidas num projeto. 421. Em resposta, as Requerentes (SEI 1752823) informaram que os projetos variam em termos de extensão de instalações de dutos, complexidade da instalação e restrições operacionais. Alguns projetos envolvem trechos relativamente curtos de dutos, como 10 km (Projeto HiSEP da Petrobras) ou 30 km (Projeto Wahoo da PRIO), enquanto projetos maiores exigem instalações significativamente mais longas.

Restrições impostas pelos clientes, como janelas limitadas de instalação, restrições ao uso de embarcações ou requisitos de execução em fases, também podem afetar a duração dos projetos. Portanto, o número de dias offshore não deve ser considerado fixo nem diretamente comparável entre diferentes projetos de SURF. 422. Não obstante tais ponderações, as Requerentes estimaram[78] que as embarcações de lançamento de dutos sejam alocadas por aproximadamente [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] dias operacionais por projeto no Brasil, a depender das particularidades de cada projeto. As Requerentes enfatizaram que durações mais extensas de projetos estão principalmente associadas ao escopo do trabalho, em especial à extensão total do duto a ser instalado, podendo também ser significativamente impactadas por fatores externos, como interrupções impostas por operações simultâneas realizadas pelos clientes, atrasos relacionados à prontidão e/ou disponibilidade do FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), entre outros. 423. Entretanto após análises dos dados brutos (SEI 1770320), a SG observou que os valores anuais apresentavam grandes dispersões entre embarcações, ou seja, em determinados anos algumas embarcações instalaram poucos quilômetros de dutos (outliers inferiores), enquanto em outros anos utilizou-se próximo da capacidade máxima de instalação (outliers superiores). 424.

Os gráficos do tipo Boxplot trazem a distribuição das quantidades de dutos rígidos instalados pelas embarcações das Requerentes e de cada concorrente. Gráfico 1 – Quilometragem anual (entre 2020 e 2025) de dutos rígidos instalados por embarcações da [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Fonte: Elaborado pela SG-Cade com base nos dados das Requerentes (SEI 1770320) Gráfico 2 – Quilometragem anual (entre 2020 e 2025) de dutos rígidos instalados por embarcações da [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Fonte: Elaborado pela SG-Cade com base nos dados das Requerentes (SEI 1770320) Gráfico 3 – Quilometragem anual (entre 2020 e 2025) de dutos rígidos instalados por embarcações da [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Fonte: Elaborado pela SG-Cade com base nos dados das Requerentes (SEI 1770320) Gráfico 4 – Quilometragem anual (entre 2020 e 2025) de dutos rígidos instalados por embarcações da [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Fonte: Elaborado pela SG-Cade com base nos dados das Requerentes (SEI 1770320) Gráfico 5 – Quilometragem anual (entre 2020 e 2025) de dutos rígidos instalados por embarcações da [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Fonte: Elaborado pela SG-Cade com base nos dados das Requerentes (SEI 1770320) Gráfico 6 – Quilometragem anual (entre 2020 e 2025) de dutos rígidos instalados por embarcações da [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Fonte:

Elaborado pela SG-Cade com base nos dados das Requerentes (SEI 1770320) Gráfico 7 – Quilometragem anual (entre 2020 e 2025) de dutos rígidos instalados por embarcações [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Fonte: Elaborado pela SG-Cade com base nos dados das Requerentes (SEI 1770320) 425. A partir dos gráficos acima conclui-se que as embarcações [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] apresentam as maiores velocidades de instalação de dutos rígidos comprovando que o método S-lay é mais adequado para instalação de trunklines por ser mais rápido do que o método J-lay. Por exemplo, a Saipem tem um histórico no Brasil de serviços de Trunklines: [ACESSO RESTRITO À SAIPEM]. 426. O comportamento dos gráficos mostra distribuições mais ou menos simétricas em relação à média. Assim, quanto maior o intervalo entre o primeiro (Q1) e o terceiro (Q3) quartis (amplitude interquartílica) maior é a variação nos dados. Logo, os gráficos com outliers mais acentuados evidenciam oscilações de demandas de algumas embarcações, podendo indicar ociosidades elevadas. 427. Por outro lado, as menores amplitudes interquartílicas com médias e medianas mais próximas dos centros dos retângulos podem indicar distribuições mais simétricas, nas quais pode-se calcular o coeficiente de curtose[79] resultando em três tipos curvas: leptocúrtica (menor dispersão); mesocúrtica (curva padrão); e platicúrtica (curva mais dispersa).

Assim, gráficos com curvas mais leptocúrticas indicam embarcações com maiores regularidades anuais de instalações de dutos rígidos. 428. Algumas embarcações têm poucos registros de atividades anuais. Por exemplo, a JSD 6000 iniciou as atividades em 2024, por isso os baixos valores de instalação de dutos recentes. Além da JSD 6000, as embarcações [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] também tiveram poucos registros de atividades anuais. 429. A tabela a seguir apresenta estimativas de alocações de embarcações por projeto no Brasil. Tabela 16 – Alocação pela Subsea7 de embarcações em projetos de SURF no Brasil [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7] Projeto Dias Anos Extensão do duto (km) Média km/ano [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Fonte/Metodologia: Base de dados interna da Subsea7. Os dados acima não incluem dias para deslocamento intercontinental (Intercontinental Transit - ICT). Fonte: Requerentes (SEI 1752819). 430.

Para avaliar a capacidade da frota global de embarcações de lançamento de dutos rígidos para projetos SURF em águas profundas e ultraprofundas, as Requerentes analisaram dados históricos da Spinergie e da Rystad Energy para o período de 2020 a 2025. 431. A partir desses dados, as Requerentes estimaram que, nos últimos cinco anos, a frota global instalou, em média, aproximadamente 100 quilômetros de dutos rígidos por embarcação por ano. Assim, a tabela a seguir projeta as demandas em cada ano considerando a média de 100 quilômetros por embarcação de instalação por ano. Tabela 17 – Demanda projetada para a instalação de dutos rígidos (águas profundas e ultraprofundas) e número de embarcações necessárias para o lançamento de dutos rígidos – Mundo, incluindo Brasil (2026-2030) Ano Demanda estimada de instalação de dutos rígidos (total de km) Número estimado de embarcações para o lançamento de dutos rígidos Brasil Mundo Brasil Mundo 2026 263 909 3 10 2027 248 804 3 9 2028 118 1.067 2 11 2029 209 890 3 9 2030 147 654 2 7 Fonte: Requerentes (SEI 1760085), com base em dados da Spinergie e da Rystad Energy. São consideradas águas profundas e ultraprofundas aquelas com profundidade de lâmina d’água de 1.500m ou mais. 432. Assim, de acordo com o exercício conduzido pelas Requerentes, são necessárias de duas a três embarcações de lançamento de dutos rígidos para atender a projeção de instalação de dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas no Brasil entre 2026 e 2030.

Em âmbito global, de sete a onze embarcações seriam suficientes para atender à projeção de demanda global (incluindo o Brasil) nesse mesmo período. Esses números contrastam com a frota global atual de cerca de 20 embarcações capazes de lançar dutos rígidos em águas profundas. 433. Assim, de acordo com essa estimativa, há capacidade suficiente para atender a demanda projetada no Brasil e no mundo. 434. Para a verificação do comprometimento de embarcações com os leilões já realizados, as Requerentes apresentaram a tabela a seguir com a demanda projetada para a instalação de dutos rígidos (águas profundas) e número de embarcações necessárias para o lançamento de dutos rígidos no Brasil entre 2026 e 2030.

Tabela 18 – Demanda projetada para a instalação de dutos rígidos (águas profundas) e número de embarcações necessárias para o lançamento de dutos rígidos – Brasil (2026-2030) [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] Ano Projeto (Cliente) Operador (Embarcação) Estimativa de dias de alocação da embarcação Estimativa de instalação de dutos rígidos no projeto (Km) Estimativa de instalação total de dutos rígidos no ano (Km) Estimativa do número de embarcações necessárias 2026 Búzios 7 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Mero 4 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 8 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 6 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 10 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Wahoo (Prio) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] 2027 Búzios 8 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 9 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 10 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 11 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] HiSep (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Raia (Equinor) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] 2028 Mero 4 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 8 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 9 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Búzios 11 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Raia (Equinor) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Gato do Mato (Shell) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] 2029 Atapu 2 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Sépia 2 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Gato do Mato (Shell) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Afretamento de longo prazo PLV (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] 2030 Sepia 2 (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Afretamento de longo prazo PLV (Petrobras) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Fonte:

Requerentes (SEI 1770319) com base nos projetos adjudicados no Brasil para o período de 2026 a 2030. São consideradas águas profundas aquelas com profundidade de lâmina d’água de 1.500m ou mais. 435. Os dados da tabela acima indicam que algumas embarcações [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]) estão comprometidas com a maioria dos projetos entre 2026 e 2030. As estimativas das Requerentes de que seriam necessárias apenas 2 a 3 embarcações, por ano, para atender a demanda de instalação de dutos rígidos em águas profundas no Brasil, entre 2026 e 2030, estão compatíveis com as 4 embarcações já planejadas, as quais devem operar em momentos distintos no período de 2026 a 2030, descritos na Tabela 17. 436. As Requerentes reiteraram que (SEI 1770319). [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. 437. Para a avaliação da disponibilidade de embarcações para os próximos leilões, no cenário mundial, o quadro a seguir apresenta as contratações futuras de projetos SURF (2026 - 2027) em águas profundas e ultraprofundas por clientes.

Quadro 15 – Cenário de contratações futuras de projetos SURF (2026 - 2027) em águas profundas e ultraprofundas [ACESSO RESTRITO AO CADE] Cliente Projeto EPCI Localização Ano da Licitação Escopo [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Fonte:

TechnipFMC (SEI 1749056). 438. A Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436) determinou ainda que a terceira interessada Petrobras informasse os projetos com previsão de instalação com dutos rígidos. Quadro 16 – Projetos de EPCI da Petrobras e previsão de quantidade de dutos a serem instalados [ACESSO RESTRITO AO CADE] Nome do projeto Data do Convite/Edital de licitação Profundidade da água Períodos previstos de execução offshore Quantidade de dutos projetados, discriminando entre flexíveis e rígidos (em quilômetros - km) [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] [RESTRITO] Fonte: Petrobras (SEI 1752579). 439. A partir das informações supracitadas, verifica-se que as embarcações Seven Vega, Deep Blue, Seven Oceans e Audácia já estão comprometidas com os projetos previstos no Brasil para 2026 a 2030. Por outro lado, as outras embarcações não estão planejadas de operarem no horizonte até 2030. 440. Assim, outras embarcações que já atuaram no Brasil (por exemplo:

Amazon, FDS, FDS2, JSD 6000, Deep Energy, Castorone, Solitaire e DLV 2000) podem atender as demandas das licitações previstas na tabela acima. Além dessas embarcações, ainda podem estrear no mercado nacional as seguintes embarcações: Pionerering Spirit, Seven Borealis, Shen Da, HYSY 201, Timas 1201, Sapura 1200, Sapura 3500 e Huan Qiu 1200. 441. O quadro abaixo traz um resumo dos principais indicadores competitivos considerados neste Parecer.

Quadro 17 – Síntese de indicadores competitivos [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES] [VERSÃO PÚBLICA] Empresa Participação de mercado de SURF – média entre 2020-2024 Capacidade de oferta de embarcações para instalação de dutos em águas profundas em 2025 Número e nome das embarcações de dutos rígidos (águas profundas) para projetos EPCI no Brasil em 2026-2030 Mundial Brasil Dutos flexíveis Dutos rígidos Comprometidas em projetos Disponíveis para novos leilões Subsea7 20-30 30-40 20-30 10-20 [RESTRITO] [RESTRITO] Saipem 10-20 10-20 0-10 20-30 [RESTRITO] [RESTRITO] Participação combinada 40-50 40-50 30-40 30-40 [RESTRITO] [RESTRITO] TechnipFMC 20-30 20-30 30-40 10-20 [RESTRITO] [RESTRITO] McDermott 0-10 0-10 0-10 10-20 [RESTRITO] [RESTRITO] Oceaneering 0-10 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Seagems / Vantris Energy 0-10 0-10 10-20 10-20 [RESTRITO] [RESTRITO] COOEC 0-10 - 0-10 0-10 [RESTRITO] [RESTRITO] DOF Subsea 0-10 0-10 - - [RESTRITO] [RESTRITO] Ocean Installer 0-10 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Allseas 0-10 - - 10-20 [RESTRITO] [RESTRITO] DeepOcean 0-10 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] L&T 0-10 - - - [RESTRITO] [RESTRITO] Outros 0-10 0-10 0-10 0-10 [RESTRITO] [RESTRITO] Total 100% 100% 100% 100% [RESTRITO] [RESTRITO] Fonte: elaboração SG-Cade com base nas informações colhidas ao longo da instrução processual. 442.

Apresentados todos os achados da SG ao longo da instrução processual, bem como as principais argumentações, dados e informações das Requerentes, dos terceiros interessados e dos demais agentes oficiados; a próxima seção traz a avaliação final sobre a probabilidade de exercício de poder de mercado por parte da entidade fusionada após a Operação. VII.4. Conclusão quanto à Probabilidade de Exercício de Poder de Mercado 443. A avaliação da probabilidade de exercício de poder de mercado no presente caso enfrenta desafios próprios em razão das particularidades da estrutura do mercado analisado. Conforme exposto, trata-se um mercado em que o lado da oferta é um oligopólio, enquanto o lado da demanda é um oligopsônio. 444. Essa estrutura de mercado peculiar gera duas consequências para a análise antitruste: (i) as informações sobre a conformação e o funcionamento do mercado são detidas por um conjunto reduzido de agentes; (ii) as manifestações desses agentes tendem a ter um caráter altamente estratégico. 445. Assim, se por um lado, as contribuições dos agentes – maiores conhecedores dos aspectos técnicos e mercadológicos dos serviços de instalação SURF – são essenciais para uma correta definição do mercado relevante e avaliação da dinâmica concorrencial; por outro lado, é preciso avaliar as suas manifestações à luz das preferências e interesses envolvidos e cotejá-las com os elementos fáticos conhecidos e os dados colhidos durante a instrução processual. 446.

Tendo em vista tais pressupostos, apresenta-se a seguir as conclusões quanto à Probabilidade de Exercício de Poder após a Operação. 447. As condições de entrada foram avaliadas a partir de duas perspectivas: entradas comprometidas e entradas não comprometidas. 448. Para as entradas comprometidas (aplicáveis principalmente a entradas greenfield no mercado global), concluiu-se que as barreiras à entrada são elevadas, devido ao vultosos recursos e prazos necessários para a fabricação de embarcações especializadas e desenvolvimento do know how necessário à instalação SURF, em particular em águas profundas e ultraprofundas. Ainda que se tenha reconhecido que entradas, ou ao menos a expansão de capacidade, pode ocorrer mediante contratos de longo prazo com os clientes, tal modalidade pode não estar disponível aos agentes de menor porte, além de não ser tempestiva nos termos do Guia H. 449. Já para as entradas não comprometidas (aplicáveis principalmente a entradas brownfield no mercado nacional), a conclusão foi diferente. Com efeito, entradas desse tipo têm sido observadas no período recente (casos da Allseas e Ocean Installer), inclusive com a conquista de contratos relevantes. Com efeito, com base nas informações obtidas no teste de mercado, é possível afirmar que as vitórias da entrante Allseas nas licitações para Búzios 10 e Atapu 2 as coloca como uma das líderes no mercado de Serviços de instalação de componentes SURF.

De fato, a receita esperada dos dois contratos adjudicados pela Allseas supera a receita dos projetos brasileiros da Saipem nos últimos [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. 450. Contudo, como o mercado de instalação SURF possui dimensão global, a entrada de um agente que já opera em outros países em um determinado mercado nacional, via vitória em uma licitação pública ou privada, pode ser compreendida não como uma entrada em sentido estrito, mas como a manifestação de uma rivalidade pré-existente, que se materializa nesses certames. 451. Independentemente de se sagrar vencedor, um concorrente exerce pressão competitiva nas licitações em que participa, ou seja, mesmo um agente que não detenha nenhuma participação de mercado no país em questão exerce pressão competitiva sobre aqueles que já conquistaram contratos no passado. 452. Assim, a análise prosseguiu para avaliar se a rivalidade remanescente no mercado global, após a Operação, é suficiente para evitar o exercício abusivo de poder de mercado pela futura entidade fusionada. Tal avaliação passou por examinar a efetiva disponibilidade de embarcações especializadas no lançamento e instalação de componentes SURF, em especial daquelas capazes de realizar tais serviços em águas profundas e ultraprofundas, particularmente nos campos do Pré-sal. 453. Analisou-se inicialmente o grau de rivalidade caso se considere, também, a instalação de componentes em SURF em águas rasas.

Nesse cenário a Operação não suscita riscos concorrentes, seja no segmento de instalação de dutos flexíveis, seja no segmento de instalação de dutos rígidos. Caso fossem definidos mercados relevantes para esses cenários, a Operação estaria sujeita à aprovação pelo rito sumário, nos termos da Resolução 33/2022. 454. Contudo, quando a análise prosseguiu para o cenário de instalação de cabos e dutos em águas profundas, o cenário concorrencial se mostrou mais complexo. As participações das Requerentes, mensurada pelo controle de embarcações aptas a instalar dutos flexíveis e rígidos em águas profundas e ultraprofundas, situam-se no intervalo 30-40%, demandando uma avaliação aprofundada da capacidade dos concorrentes em rivalizar após a Operação e dos incentivos para a entidade combinada continuar a competir nos níveis atualmente praticados pelas Requerentes. 455. A avaliação da rivalidade remanescente na instalação SURF em águas profundas precisou passar por uma das principais controvérsias surgidas durante a instrução processual: a substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis. Enquanto as Requerentes argumentaram a favor dessa substituição, os terceiros interessados trouxeram argumentos e elementos contrários à essa substituição, em particular a ocorrência do fenômeno SCC CO2, responsável pela fadiga prematura dos dutos flexíveis nos campos do Pré-sal. 456.

Com base nas informações colhidas ao longo da instrução processual, concluiu-se que, ainda que haja perspectivas promissoras para o desenvolvimento de dutos flexíveis resistentes ao SCC CO2 em um futuro próximo, no atual estado da técnica, os dutos rígidos constituem a melhor solução disponível (com larga margem sobre os dutos flexíveis) para a exploração de petróleo em campos do Pré-sal. Não obstante, dutos flexíveis também sejam utilizados nesses campos para instalar umbilicais e risers que transportem águas e outros fluídos não corrosivos, de modo que, para os campos do Pré-sal, dutos rígidos e flexíveis podem ser vistos como bens complementares. 457. No que tange à rivalidade atualmente existente no mercado de instalação de componentes SURF, particularmente em águas profundas e ultraprofundas, o teste de mercado apontou cinco principais instaladores de componentes SURF no país: Subsea7, TechnipFMC, Saipem, McDermott e Allseas. 458. Para alguns agentes, Subsea7, TecnhnipFMC e Saipem possuem uma posição de destaque. Outros destacaram especificamente o papel de liderança da Subsea7. Alguns agentes apontaram a atuação verticalizada da TechnipFMC como um diferencial competitivo. 459. Além dos cinco agentes mencionados, a instrução processual identificou também a Seabras Sapura (Seagems) como um player importante nesse mercado. 460. Para testar as percepções dos agentes, buscou-se analisar os dados provenientes de licitações públicas e privadas ocorridas no país. 461.

A análise das licitações concluiu que Subsea7, Technip, Saipem, Allseas e Mcdermott têm sido os players mais frequentes nas licitações. A Sapura (pouco citada no teste de mercado) também figurou em alguns certames. 462. Por outro lado, também com base nesses dados, não foi possível concluir, como indicado por alguns agentes, que Subsea7, Saipem e TechnipFMC sejam os únicos players a efetivamente rivalizar no mercado de instalação SURF. Como regra, quando esses três players participaram dos certames, outros concorrentes diferentes também o fizeram. 463. Com base nos dados estruturados[80] fornecidos pela Petrobras, em apenas uma oportunidade somente Subsea7 e Saipem concorreram sozinhas. Houve ainda um único certame em que a Subsea7 foi a única proponente. Nos demais certames, sempre houve a participação de empresas diferentes das concorrentes. 464. A Petrobras apresentou um detalhado relato de licitações realizadas que ilustra, por um lado, limitações de players aptos a participarem dos certames e, por outro, a capacidade da Petrobras em promover ajustes nesses procedimentos com vistas a ampliar a concorrência. 465. A análise constatou que a complexidade dos projetos de instalação de componentes SURF tende a limitar o número de players aptos. Por outro lado, os contratantes são empresas de grande porte, que dispõem de mecanismos diversos para, ao flexibilizarem suas exigências, ampliar o número de concorrentes.

Por óbvio, quanto maiores e mais específicos forem esses requisitos, menor será o número de concorrentes. 466. Verificou-se também a prática no mercado de diferentes tipos de arranjos, tanto de fornecedores como de clientes, visando elevar o grau de competição. Um player pode concorrer afretando embarcações (inclusive de concorrentes) e pode formar consórcios, seja com concorrentes, seja com fabricantes de componentes SURF, visando a oferta de soluções completas. Por sua vez, a cliente Petrobras costumar afretar embarcações de lançamento de dutos flexíveis para executar ela mesma seu portfólio de projetos de SURF. 467. Quanto à opção pela fragmentação das contratações com o objetivo de ampliar a concorrência, a Petrobras argumentou que essa flexibilização dos requisitos, dá-se às custas de uma maior assunção de riscos, sejam financeiros, sejam de ordem operacional. Isso porque, ao ampliar o leque de possíveis proponentes, a companhia pode incorrer no risco de contratar com empresas sem a adequada capacidade financeira de arcar com o projeto ou de executá-lo a contento. 468. As Requerentes, por sua vez, rebatem esse argumento. Afirmam que a percepção de alguns clientes de baixa rivalidade no mercado decorreria de suas preferências por determinados tipos de soluções e que, dada a capacidade dos clientes de ditar o ritmo do mercado, definindo o momento e os requisitos para contratação, a rivalidade assumiria assim um caráter endógeno. 469.

Conforme destacado, em virtude da estrutura do mercado de instalação SURF, as manifestações dos agentes tendem a ter caráter altamente estratégico, o que torna ainda mais necessário o exame de dados objetivos. 470. Nesse sentido, a SG-Cade solicitou aos terceiros interessados e às Requerentes a apresentação não apenas da relação de embarcações aptas a lançar dutos em águas profundas, mas também dados sobre a capacidade e o grau de ociosidade dessas embarcações. Facultou-se ainda às Requerentes a apresentação detalhada das alegadas eficiências da Operação. 471. O estudo de eficiências indicou que a combinação das frotas das Requerentes, de fato, permite a redução do trânsito das embarcações e, portanto, amplia a disponibilidade desses ativos, além de reduzir custos. 472. Contudo, somente com base nas informações fornecidas, não foi possível concluir que haveria repasse relevante dos ganhos de eficiências decorrentes da Operação para os consumidores, conforme disposto no Art. 88, §6º, I, “c”, da Lei 12.529/2011. 473. Todavia, ainda que não se tenha verificado o atendimento integral do mencionado dispositivo legal, a partir das informações e exemplos apresentados pelas Requerentes, foi possível inferir que, sendo o mercado global, a combinação das frotas das Requerentes, de fato, permite a redução do trânsito das embarcações e, portanto, amplia a disponibilidade desses ativos e reduz custos. 474.

Por fim, avaliou-se, a partir dos dados fornecidos pelas Requerentes e pelos terceiros interessados os níveis de ociosidade das embarcações aptas a instalar dutos em águas profundas. 475. Conforme discorrido ao longo deste Parecer, trata-se de embarcações de elevado valor, na casa das centenas de milhões de dólares, que geram consideráveis custos fixos e possuem elevado custo de oportunidade, visto que os projetos em que são empregadas, ainda que a preços competitivos, são sempre de valores vultosos. 476. Diante desse quadro, a avaliação do grau de rivalidade após a Operação passa necessariamente pela disponibilidade e ociosidade da frota global das embarcações aptas a lançar dutos, em especial os rígidos, em águas profundas e ultra profundas. 477. Com efeito, em caso de indisponibilidade dessas embarcações, os agentes e em particular a entidade fusionada tenderão a ser mais seletivos e menos agressivos na disputa por contratos, optando por somente concorrer em leilões cujas condições lhe sejam mais favoráveis, o que implica ter chances de vencer mesmo praticando preços mais elevados. 478. Por outro lado, caso a atual frota global de embarcações aptas a lançar dutos em águas profundas seja suficiente para atender a demanda projetada, não haverá incentivos claros para não manter o nível de rivalidade atual, dados os elevados custos fixos e de oportunidade dessas embarcações especializadas. 479.

A partir das informações obtidas, concluiu-se que (i) há um grau considerável de ociosidade das embarcações aptas a lançar dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas; (ii) a atual frota global suficiente para atender, com alguma folga, a demanda mundial por instalação de dutos rígidos. 480. De acordo com um exercício apresentado pelas Requerentes, seriam necessárias apenas 2 a 3 embarcações, por ano, para atender a demanda de instalação de dutos rígidos em águas profundas no Brasil, entre 2026 e 2030. Em âmbito global, de sete a onze embarcações seriam suficientes para atender à projeção de demanda mundial (incluindo o Brasil) nesse mesmo período, ante uma oferta global de cerca de 20 embarcações. 481. Assim, ainda que a Operação resulte numa concentração de embarcações sob controle da entidade fusionada, de acordo com a estimativa apresentada pelas Requerentes, a qual não foi refutada por estimativas de terceiros interessados[81], não há evidências robustas de que a disponibilidade de embarcações aptas a lançar dutos em águas profundas constitua um fator limitante. 482. Ainda no que tange à disponibilidade de embarcações especializadas, é importante notar que a Operação proposta não reduz a disponibilidade desse ativo. Diferentemente de operações em que a concentração pode resultar na redução da capacidade produtiva (quando, por exemplo, uma fábrica redundante é fechada após uma fusão ou aquisição), no presente caso não se vislumbra essa possibilidade. 483.

As Requerentes contam com embarcações próprias e afretadas. Caso entendam, após a Operação, que não necessitam de todas as embarcações hoje sob seu controle, basta não renovar os contratos de afretamento ou mesmo desinvestir algumas de suas embarcações. Todavia, caso isso ocorra, essas embarcações passarão a ser utilizadas por concorrentes na oferta de soluções SURF, não havendo um dano à competição. 484. Ademais, conforme demonstrado ao longo deste Parecer, as clientes – a empresas de O&G – podem, conforme a necessidade, não apenas fragmentar as contratações visando ampliar o número de ofertantes, mas também adotar soluções que se assemelhem a uma integração vertical. De fato, isso já ocorre quando a Petrobras afreta embarcações por longos períodos (que podem superar 10 anos) para realizar instalações SURF. 485. Essa alternativa, além de fomentar a expansão da capacidade, constitui fator de pressão sobre os prestadores do serviço de instalação SURF, uma vez que a não participação em leilões ou a cobrança de preços supracompetitivos tendem a incentivar os clientes a buscarem soluções que emulem uma integração vertical. 486. Tal possibilidade, associada aos elevados custos fixos, aos custos de oportunidade e particularmente à ociosidade das embarcações especializadas, mitigam os riscos de exercício abusivo de poder de mercado pela entidade fusionada após a Operação. 487. Por fim, é preciso notar que o mercado em questão está sujeito a ciclicidades na demanda.

Perspectivas de aumento sustentado no preço do petróleo tendem a ampliar a demanda por projetos de exploração e produção e, portanto, de serviços de instalação SURF. Em tais oportunidades, de fato, é possível que se verifique uma maior pressão de demanda pelas embarcações especializadas, inclusive daquelas que realizam o lançamento de dutos em águas profundas, com efeitos sobre os preços e prazos dos projetos. 488. Contudo, tais movimentos são típicos de uma economia de mercado. A única forma de evitar uma eventual escassez em momentos de pico de demanda seria a ampliação da frota global de embarcações especializadas. Todavia, conforme exposto, tais embarcações demandam investimentos significativos e implicam elevados custos fixos, ou seja, haveria um custo social relevante em momentos de pouca demanda, uma vez que os recursos, por ventura, direcionados a embarcações ociosas poderiam estar sendo empregados em outros setores da economia com maior retorno econômico e social. 489. Portanto, a oferta global desse ativo especializado precisa guardar relação com a demanda esperada. 490. De toda forma, conforme discorrido acima, a Operação em análise não altera a disponibilidade global dessas embarcações. 491. Por todo o exposto nessa seção, em particular a observação (i) de entradas não comprometidas no país; (ii) da presença de rivais nas licitações;

e principalmente em razão da (iii) disponibilidade e ociosidade das embarcações de lançamento de dutos, inclusive em águas profundas e ultraprofundas, associadas a seus elevados custos fixos e de oportunidade; conclui-se que a Operação não gera incentivos adicionais ao exercício de poder de mercado. VIII. CLÁUSULA DE NÃO CONCORRÊNCIA 492. Conforme informado pelas Requerentes e atestado no Acordo de Fusão (SEI 1615087) e no Acordo de Acionistas (SEI 1615089), a Operação não contempla cláusulas restritivas à concorrência, como cláusula de não concorrência ou cláusula de exclusividade. IX. CONCLUSÃO 493. A Operação proposta consiste na fusão entre Subsea7 e Saipem (“Requerentes”) com a intenção de incorporação da Subsea7 à Saipem. As empresas atuam principalmente na prestação de serviços de engenharia, construção e manutenção offshore para os setores de energia, petróleo e gás natural. 494. A Subsea7 opera e concorre em licitações para o fornecimento de serviços para projetos de energia offshore em todo o mundo, com foco geográfico específico em regiões como o Mar do Norte (Europa) e o Brasil. Sua base de clientes é composta por empresas de Óleo e Gás nacionais e internacionais, além de corporações de energia.

No Brasil, a Subsea7 atua principalmente na prestação de projetos de instalação de Umbilicais, Risers e Flowlines Submarinos (“SURF”), notadamente no formato Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação (“EPCI”) e na prestação de serviços de Inspeção, Reparo, Manutenção e Descomissionamento (“IRMD”). 495. Por outro lado, a Saipem opera e concorre em licitações para o fornecimento de serviços para projetos de energia offshore em todo o mundo, com foco geográfico específico em regiões como Oriente Médio e África. Sua base de clientes é composta por empresas de O&G nacionais e internacionais, além de corporações de energia. No Brasil, as atividades da Saipem são predominantemente relacionadas a desenvolvimentos greenfield de SURF e instalação de gasodutos de exportação, bem como unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (Floating Production Storage and Offloading - “FPSOs”). 496. Como descrito na seção V.1.3, verificou-se ser desnecessário realizar o aprofundamento da análise para possíveis mercados relevantes (Projetos de Convencionais, Energia Eólica Offshore, Serviços de Consultoria em Engenharia e Drones Submarinos) em que as participações das Requerentes são de minimis ou em que as eventuais sobreposições horizontais e integrações verticais não são efetivas, sendo meramente potenciais.

Por conseguinte, a análise se concentrou nas sobreposições horizontais verificadas nos mercados relevantes de IRMD e SURF principalmente, visto que neste último residiram as preocupações concorrenciais decorrentes da Operação. 497. Para o mercado de IRMD, analisou-se tanto o conjunto das atividades de Inspeção, Reparo, Manutenção e Descomissionamento, de forma agregada, mas também o segmento de Descomissionamento de forma isolada. A dimensão geográfica foi analisada nos cenários nacional e mundial. Para todos os cenários produto e geográfico considerados, concluiu-se pela impossibilidade de exercício unilateral de poder de mercado em decorrência da Operação, nos termos dos incisos III e V do art. 8º da Resolução Cade nº 33/2022. 498. Nas atividades relacionadas ao segmento SURF, foram identificados dois momentos principais: (i) a fabricação dos componentes e (ii) o lançamento e a instalação dos cabos e dutos. Cada um desses momentos requer infraestruturas e ativos específicos, como fábricas, estaleiros e embarcações especializadas. 499. Na primeira etapa do teste de mercado, foram identificados diferentes grupos de agentes envolvidos com o segmento SURF, que foram assim classificados: (i) Grupo 1: agentes que fabricam e fornecem um ou mais componentes – umbilicais, risers e flowlines; (ii) Grupo 2: agentes que realizam a instalação dos componentes SURF, mas não produzem componentes, adquirindo-os do primeiro grupo; e (iii) Grupo 3:

agentes que realizam o fretamento de embarcações para que o segundo grupo ou mesmo os clientes realizem a instalação dos componentes SURF. 500. A estrutura de oferta de SURF inicialmente apresentada pelas Requerentes contemplava, além de empresas dos Grupos 2 e 3, empresas do Grupo 1. Por conseguinte, o Despacho SG 1625/2025 (SEI 1615081) determinou a emenda deste Ato de Concentração para que fossem apresentadas estruturas de oferta que contemplassem somente empresas que realizem atividades similares, isto é, com elevado grau de substituibilidade em relação às atividades exercidas pelas Requerentes. 501. Em sua resposta à emenda (SEI 1676869), as Requerentes apresentaram a estrutura de oferta contemplando somente agentes que dispõem de embarcações especializadas no lançamento e instalação de cabos e dutos submarinos. 502. Considerando as dinâmicas envolvidas na contratação e instalação de equipamentos (umbilicais, risers e flownlines submarinos), Definiu-se o mercado relevante como sendo o de Serviços de Instalação de Componentes SURF ou, de forma resumida, como “instalação SURF”, incluindo a disponibilização de embarcações PLV para tal finalidade, sendo considerado também o subsegmento de instalação desses componentes em águas profundas e ultraprofundas. 503. A dimensão geográfica do mercado de Instalação SURF foi definida como mundial, com um cenário nacional adicional.

Em ambos os cenários, as participações conjuntas das Requerentes superam o patamar de presunção dominante de 20% e, simultaneamente, a variação do HHI supera os 200 pontos, indicando a necessidade de um aprofundamento da análise concorrencial. 504. Ao longo de suas manifestações, os terceiros interessados questionaram a substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis, notadamente nos campos do Pré-Sal, em que a alta concentração de gás carbônico no petróleo extraído pode acarretar a fadiga precoce de materiais que compõem os dutos flexíveis. Em virtude desse fenômeno (conhecido como SCC CO₂ – Stress Corrosion Cracking), somente dutos rígidos com ligas resistentes à corrosão seriam aplicáveis aos campos do Pré-sal. 505. A ausência de substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis, por sua vez, impacta a disponibilidade de embarcações aptas a lançar dutos rígidos em águas profundas, a qual seria limitada, de acordo com os terceiros interessados. 506. A SG então realizou a segunda etapa do teste de mercado, que visou aprofundar a compreensão quanto à substituibilidade entre dutos rígidos e flexíveis e das embarcações capazes realizar o lançamento e a instalação desses dutos. 507. A partir dos achados do teste de mercado e das pesquisas e estudos conduzidos pela SG, foram realizadas as análises de entrada e rivalidade no mercado de instalação SURF. 508.

A análise das condições de entrada demonstrou que, embora possíveis, as entradas comprometidas (associadas principalmente a entradas do tipo greenfield em âmbito mundial), além de demandarem recursos vultosos e desenvolvimento de uma expertise própria, não são tempestivas nos termos do Guia H. 509. Por outro lado, entradas não comprometidas (aplicáveis principalmente a entradas brownfield no mercado nacional) têm sido observadas no período recente. 510. Ocorre que, como o mercado de instalação SURF possui dimensão global, a entrada de um agente que já opera em outros países em um determinado mercado nacional pode ser compreendida não como uma entrada em sentido estrito, mas como a manifestação de uma rivalidade pré-existente, que se materializa nesses certames. 511. Assim, fez-se necessário avaliar a rivalidade remanescente e a disponibilidade de embarcações especializadas no lançamento e instalação de componentes SURF, em especial daquelas capazes de realizar tais serviços em águas profundas e ultraprofundas, particularmente nos campos do Pré-sal. 512. Com base nas informações colhidas ao longo da instrução processual, verificou-se que, embora haja perspectivas promissoras para o desenvolvimento de dutos flexíveis resistentes à corrosão (causada por SCC CO2) em um futuro próximo, no atual estado da técnica, os dutos rígidos constituem a melhor solução disponível (com larga margem sobre os dutos flexíveis) para a exploração de petróleo em campos do Pré-sal. 513.

Por isso, a Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436), que fundamentou a declaração de complexidade deste Ato de Concentração, determinou às Requerentes e aos terceiros interessados a apresentação de estruturas de oferta e medidas de capacity share de embarcações necessárias para lançar e instalar dutos rígidos submarinos em águas profundas e ultraprofundas, por concorrente, nos últimos 5 anos. 514. O processamento das informações e dados obtidos revelou um capacity share conjunto das Requerentes da ordem de 40% para embarcações aptas a lançar dutos rígidos em águas profundas. Trata-se de uma participação relevante, em especial diante dos elevados custos e prazos de construção dessas embarcações. 515. Por conseguinte, fez-se necessário avaliar se a atual frota global (existem em torno de 20 embarcações desse tipo no mundo) é suficiente para atender a demanda nacional e global ou se uma eventual escassez desse ativo pode dar ensejo ao exercício abusivo de poder de mercado pelas Requerentes após a Operação. 516. Dessa forma, avaliou-se os níveis de ociosidade e a disponibilidade de embarcações aptas a realizar o lançamento de dutos em águas profundas e ultraprofundas ante a demanda do mercado para então concluir se as Requerentes, após a Operação, seguirão tendo incentivos para manter o nível de competição atual. 517.

O estudo de eficiências apresentado pelas Requerentes indicou que a combinação das suas frotas, de fato, permite a redução do trânsito das embarcações e, portanto, amplia a disponibilidade desses ativos, além de reduzir custos. 518. Contudo, somente com base nas informações fornecidas, não foi possível concluir que haveria repasse relevante dos ganhos de eficiências decorrentes da Operação para os consumidores, conforme disposto no Art. 88, §6º, I, “c”, da Lei 12.529/2011. 519. Por fim, avaliou-se, a partir dos dados fornecidos pelas Requerentes e pelos terceiros interessados os níveis de ociosidade das embarcações aptas a instalar dutos em águas profundas. 520. Conforme discorrido ao longo deste Parecer, trata-se de embarcações de elevado valor, na casa das centenas de milhões de dólares, que geram consideráveis custos fixos e possuem elevado custo de oportunidade, visto que os projetos em que são empregadas, ainda que a preços competitivos, são sempre de valores vultosos. 521. Diante desse quadro, a avaliação do grau de rivalidade após a Operação passa necessariamente pela disponibilidade e ociosidade da frota global das embarcações aptas a lançar dutos, em especial os rígidos, em águas profundas e ultra profundas. 522.

Com efeito, em caso de indisponibilidade dessas embarcações, os agentes e em particular a entidade fusionada tenderão a ser mais seletivos e menos agressivos na disputa por contratos, optando por somente concorrer em leilões cujas condições lhe sejam mais favoráveis, o que implica ter chances de vencer mesmo praticando preços mais elevados. 523. Por outro lado, caso a atual frota global de embarcações aptas a lançar dutos em águas profundas seja suficiente para atender a demanda projetada, não haveria incentivos claros para não manter o nível de rivalidade atual, dados os elevados custos fixos e de oportunidade dessas embarcações especializadas. 524. A partir das informações obtidas, concluiu-se que (i) há um grau considerável de ociosidade das embarcações aptas a lançar dutos rígidos em águas profundas e ultraprofundas; (ii) a atual frota global é suficiente para atender, com alguma folga, a demanda mundial por instalação de dutos rígidos. 525. Com efeito, de acordo com um exercício apresentado pelas Requerentes, seriam necessárias apenas 2 a 3 embarcações, por ano, para atender a demanda de instalação de dutos rígidos em águas profundas no Brasil, entre 2026 e 2030. Em âmbito global, de sete a onze embarcações seriam suficientes para atender à projeção de demanda mundial (incluindo o Brasil) nesse mesmo período, ante uma oferta global de cerca de 20 embarcações. 526.

Assim, ainda que a Operação resulte numa concentração de embarcações sob controle da entidade fusionada, de acordo com a estimativa apresentada pelas Requerentes, a qual não foi refutada por estimativas de terceiros interessados, não há evidências robustas de que a disponibilidade de embarcações aptas a lançar dutos em águas profundas constitua um fator limitante. 527. Ainda no que tange à disponibilidade de embarcações especializadas, é importante notar que a Operação proposta não reduz a disponibilidade desse ativo. Diferentemente de operações em que a concentração pode resultar na redução da capacidade produtiva (quando, por exemplo, uma fábrica redundante é fechada após uma fusão ou aquisição), no presente caso não se vislumbra essa possibilidade. 528. As Requerentes contam com embarcações próprias e afretadas. Caso entendam, após a Operação, que não necessitam de todas as embarcações hoje sob seu controle, basta não renovar os contratos de afretamento ou mesmo desinvestir algumas de suas embarcações. Todavia, caso isso ocorra, essas embarcações passarão a ser utilizadas por concorrentes na oferta de soluções SURF, não havendo um dano à competição. 529. Ademais, conforme demonstrado ao longo deste Parecer, as clientes – a empresas de O&G – podem, conforme a necessidade, não apenas fragmentar as contratações visando ampliar o número de ofertantes, mas também adotar soluções que se assemelhem a uma integração vertical.

De fato, isso já ocorre quando a Petrobras afreta embarcações por longos períodos (que podem superar 10 anos) para realizar instalações SURF. 530. Essa alternativa, além de fomentar a expansão da capacidade, constitui fator de pressão sobre os prestadores do serviço de instalação SURF, uma vez que a não participação em leilões ou a cobrança de preços supracompetitivos tendem a incentivar os clientes a buscarem soluções que emulem uma integração vertical. 531. Tal possibilidade, associada aos elevados custos fixos, aos custos de oportunidade e particularmente à ociosidade das embarcações especializadas, mitigam os riscos de exercício abusivo de poder de mercado pela entidade fusionada após a Operação. 532. Por fim, é preciso notar que o mercado em questão está sujeito a ciclicidades na demanda. Perspectivas de aumento sustentado no preço do petróleo tendem a ampliar a demanda por projetos de exploração e produção e, portanto, de serviços de instalação SURF. Em tais oportunidades, de fato, é possível que se verifique uma maior pressão de demanda pelas embarcações especializadas, inclusive daquelas que realizam o lançamento de dutos em águas profundas, com efeitos sobre os preços e prazos dos projetos. 533. Contudo, tais movimentos são típicos de uma economia de mercado. A única forma de evitar uma eventual escassez em momentos de pico de demanda seria a ampliação da frota global de embarcações especializadas.

Todavia, conforme exposto, tais embarcações demandam investimentos significativos e implicam elevados custos fixos, ou seja, haveria um custo social relevante em momentos de pouca demanda, uma vez que os recursos por ventura direcionados a embarcações ociosas poderiam estar sendo empregados em outros setores da economia com maior retorno econômico e social. 534. Portanto, a oferta global desse ativo especializado precisa guardar relação com a demanda esperada. 535. De toda forma, conforme discorrido acima, a Operação em análise não altera a disponibilidade global dessas embarcações. 536. Por todo o exposto neste Parecer, em particular a observação (i) de entradas não comprometidas no país; (ii) da presença de rivais nas licitações; e principalmente em razão da (iii) disponibilidade e ociosidade das embarcações de lançamento de dutos, inclusive em águas profundas e ultraprofundas, associadas a seus elevados custos fixos e de oportunidade; conclui-se que a Operação não gera incentivos adicionais ao exercício de poder de mercado. 537. A Operação não prevê cláusulas de não concorrência. 538. Diante exposto, nos termos do inciso XII do art. 13 e do inciso I do art. 57, da Lei nº 12.529/2011, combinados com o inciso XII do art. 10 e inciso I do art. 121, do Regimento Interno do Cade (“RI Cade”), conclui-se pela aprovação sem restrições do presente Ato de Concentração.

[1] As informações desta seção têm por fonte os documentos SEI 1615081, para a versão pública, e SEI 1615082, para a versão de acesso restrito. [2] Mais detalhes da empresa Subsea7 em: https://www.subsea7.com/en/investors/shareholder-centre/major-shareholders.html. [3] Do inglês EPCI - Engineering, Procurement, Construction and Installation. [4] Eduardo França Amaral, Felipe Neiva Mundim e Leonardo Jordão da Silva. [5] Guilherme Ribas, Natan Munhoz e Marcelo Calliari. [6] Vide: <https://www.saipem.com/en/solutions-energy-transition/fleet-and-yards/castorone>. Acesso em: 2 de abril de 2026. [7] Vide: <https://www.subsea7.com/content/dam/subsea7-corporate2018/Datasheets/facilities/ubu-spoolbase.pdf.downloadasset.pdf>. Acesso em: 2 de abril de 2026. [8] As informações desta seção têm por fonte os documentos SEI 1489266 para a versão pública, e SEI 1489265, para a versão de acesso restrito. [9] Instalações especializadas em soldagem e preparação de tubos longos, conhecidos como “strings” ou “stalks”. Esses tubos são enrolados em embarcações do tipo Reel-lay para instalação offshore. As spoolbases lidam com tubos de até 18 polegadas de diâmetro e são dedicadas à fabricação de strings e a embarcações Reel-lay para a instalação de dutos submarinos. Portanto, as spoolbases são necessárias apenas para as atividades das embarcações Reel-lay. Por outro lado, as embarcações dos métodos J-lay e S-lay não requerem spoolbases devido à sua metodologia alternativa de lançamento de dutos.

[10] Instalações usadas principalmente para armazenamento e manutenção de equipamentos. [11] Instalações que fabricam/soldam feixes de dutos, desde projetos simples de tubo único até configurações de múltiplos tubos de até 7,8 quilômetros de comprimento. Essa solução técnica para feixes de dutos é uma alternativa às técnicas de instalação de J-lay, S-lay ou Reel-lay e atualmente é usada apenas no Mar do Norte. [12] Estaleiros em terra que auxiliam nos aspectos logísticos da operação de um projeto e fabricam e/ou montam estruturas e componentes. As estruturas típicas incluem PLETs, PLEMs, carretéis, estacas de sucção, UTAs, módulos etc. As Requerentes afirmam que a fabricação própria de componentes se destina exclusivamente à sua própria entrega de projetos de SURF, Convencionais e outros (não são concorrentes nesses mercados). [13] Instalações em terra que fornecem suporte logístico, acesso ao cais, armazenamento e manuseio de equipamentos. Elas também coordenam as atividades marítimas e da cadeia de suprimentos. Essas instalações garantem a mobilização e desmobilização seguras e eficientes de embarcações e materiais, integrando os serviços necessários entre as operações em terra e no mar. Devido à sua natureza mais simples, as bases logísticas também podem ser contratadas como um serviço de terceiros.

[14] O SHA entre os Acionistas Principais prevê, entre outros, um compromisso irrevogável de votar a favor da Operação Proposta (sujeito à obtenção da aprovação necessária do governo italiano), um período de bloqueio (lock-up) acionário de três anos e a apresentação de uma lista conjunta para a nomeação da maioria dos membros do conselho de administração da Empresa Combinada. Mais informações também disponíveis em: <https://www.saipem.com/en/media/press-releases/2025-07-24/saipem-and-subsea7-announce-signing-merger-agreement?verified=1>. Acesso em: 6 mai. 2026. [15] De acordo com as Requerentes, embora os Acionistas Principais possam (mas apenas de forma coletiva) possivelmente ter uma maioria de facto na assembleia de acionistas, com base nas participações em assembleias anteriores da Saipem de 2022 a 2024, isso não é garantido [ACESSO RESTRITO ÀS REQUERENTES]. [16] Vide “Unanimous Shareholder Matters” (“Questões Unânimes dos Acionistas”) estabelecidas no SHA. [17] Slides 8 e 18 da apresentação de mercado para a Operação Proposta, o qual descreve o posicionamento de mercado e as capacidades das Requerentes com referência categorias de projetos: Disponível em: <https://www.subsea7.com/content/dam/subsea7corporate2018/Results_Reports_Presentations/Report/2025/proposed-combination-of-Saipem-andSubsea7-presentation.pdf.downloadasset.pdf>. Acesso em: 22 abr. 2026. [18] Do inglês, CCS - Carbon Capture and Storage. [19] Segundo as Requerentes, vide (caso ME 7127/25):

https://assets.publishing.service.gov.uk/media/691dbda82c6b98ecdbc5007e/_Full_text_decision__Subs ea7_Saipem_2.pdf. Conforme estabelecido na decisão da CMA, “A CMA concluiu que a [Operação Proposta] não criaria uma perspectiva realista de redução substancial da concorrência (RSC) como resultado de efeitos unilaterais horizontais no fornecimento de SURF no Mar do Norte. Com base nisso, a CMA não acredita que a [Operação Proposta] tenha resultado, ou possa resultar, em uma RSC em um ou mais mercados do Reino Unido.” (tradução livre do original em inglês). [20] A prospecção tem como atividades principais: a (i) Estudos geológicos e geofísicos, (ii) a Perfuração de poços exploratórios e os (iii) Testes de Formação (que estimam a produtividade do poço). [21] Para maiores detalhes sobre SPS, ver o Parecer n° 8/2023/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1260138). [22] Conforme abordado no Parecer n° 8/2023/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1260138), à medida que o desenvolvimento do campo amadurece, a pressão natural do reservatório diminui, reduzindo a produção e a recuperação final. Antecipando-se a esse fenômeno natural, as empresas de O&G buscam soluções para ajudar a gerar pressão suficiente para manter a produção, aumentando assim a recuperação do volume de gás remanescente no reservatório. A compressão submarina pode acelerar a produção, aumentar a recuperação e gerenciar os desafios relacionados ao fluxo de O&G de maneira economicamente eficiente.

[23] A evolução tecnológica das plataformas no Século XX que resultou nas seguintes modalidades principais: Plataformas fixas, Plataforma semissubmersível (Semi-submersible Floating Production Unit - SS-FPU); Navio-plataforma (Floating, Production, Storage and Offloading - FPSO); Plataforma SPAR; Plataforma jack-up - plataforma autoelevável; Tension Leg Platform (TLP) - plataforma de perfuração e produção. Para detalhes dos tipos de plataformas e suas funcionalidades, ver MORAIS (2013). [24] Trunklines são oleodutos de grande diâmetro utilizados para transporte ou exportação de O&G por longas distâncias, como de um campo offshore para a costa ou entre países exportadores e consumidores. Normalmente excedem vinte quilômetros e são licitados e executados como um projeto separado. A Subsea7, diferentemente da Saipem, não possui embarcações com capacidade dedicada para lançamento de Trunklines de grandes diâmetros. As Requerentes destacam que Trunklines não correspondem a uma atividade identificada como mercado relevante no Brasil ou mesmo em uma perspectiva global (Formulário de Notificação, SEI 1615081).

[25] Segundo as Requerentes, em nível global, a Subsea7 possui presença limitada em projetos de escopo Convencional, visto que se concentra em trabalhos submarinos (onde possui sua principal base de ativos e capacidades técnicas) e não realiza atividades de fabricação de plataformas fixas e/ou trabalhos extensivos em instalações acima da superfície/topside (onde carece dos ativos e das capacidades técnicas relevantes). Ocasionalmente, a Subsea7 pode apresentar propostas para um projeto de escopo Convencional se houver algum elemento submarino significativo (o que é menos comum e, ainda assim, [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. Ao contrário da Saipem, qualquer trabalho de escopo Convencional realizado pela Subsea7 é auxiliar à sua principal especialidade e expertise em projetos submarinos (como de SURF). Especificamente no Brasil, a Subsea7 sequer participou de licitações para projetos de escopo Convencional nos últimos cinco anos. [26] Projetos de Convencionais envolvem o projeto, engenharia, aquisição, fabricação, construção e instalação de plataformas offshore fixas (fixadas ao fundo do mar) e à infraestrutura submarina associada, fora de ambientes marítimos severos e/ou adversos.

Projetos de Convencionais envolvem principalmente obras acima da superfície (topside), incluindo instalações de superfície, engates de plataformas, atualizações e reformas e, como resultado, são frequentemente caracterizados pela necessidade de capacidades substanciais de içamento pesado para instalações de superfície (o que, por sua vez, não é uma característica típica dos projetos SURF em alto mar). O segmento de Convencional se concentra principalmente no Oriente Médio, onde estão localizadas a maioria dos desenvolvimentos de campos petrolíferos em águas rasas. Por sua vez, os projetos SURF são mais comuns em águas mais profundas e acidentadas, onde embarcações mais especializadas e conhecimento técnico são necessários para o lançamento de umbilicais, risers e flowlines submarinos, que conectam poços submarinos em águas profundas a instalações flutuantes. Os projetos SURF basicamente não envolvem obras acima da superfície (topside). As Requerentes destacam que projetos de Convencionais não correspondem a uma atividade identificada como mercado relevante no Brasil (Formulário de Notificação, SEI 1615081). [27] Vide Relatório Anual da Subsea7 de 2025.Disponível em: <https://www.subsea7.com/en/investors/results-reports-andpresentations.category2.html>. Acesso em: 22 abr. 2026. [28] Embarcações de propriedade de terceiros e afretadas pela Subsea7 para seu uso contínuo.

[29] ROVs são veículos subaquáticos controlados remotamente da superfície (normalmente por um piloto em um navio) e usados como ferramentas para observar e/ou conduzir trabalhos em infraestruturas submarinas, especialmente em profundidades que não poderiam ser alcançados por mergulhadores. Assim, ROVs são principalmente aplicados como ferramentas de trabalho para projetos SURF e IRMD. [30] Base de spool se refere a uma instalação em terra utilizada no desenvolvimento de projetos offshore de O&G. Essas instalações são especializadas em soldagem e preparação de longos trechos de tubos, que são então enrolados em um navio de instalação por bobina para instalação offshore. Tais bases lidam com tubos geralmente de até 16 ou 18 polegadas de diâmetro, e frequentemente os soldam em seções de quilômetros de extensão. Geralmente, são equipadas com equipamentos especializados para manuseio, soldagem, inspeção e revestimento de tubos. [31] As empresas operadoras das joint ventures são a Belmet7 (que opera o estaleiro de Takoradi, em Gana) e a Sonamet (que opera o estaleiro de Lobito, em Angola). [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. [32] Vide Relatório Anual da Saipem de 2024. Disponível em: <https://www.saipem.com/sites/default/files/2025-04/Annual-Report_2024.pdf>. Acesso em: 22 abr. 2026. [33] A subsidiária da Moss Maritime está sediada na Noruega, e não realiza atividades nem gera receitas diretamente no Brasil. Mais informações disponíveis em: https://www.mossww.com/.

A Moss Maritime, historicamente, concentra-se na engenharia e no projeto de navios transportadores de GNL e plataformas de perfuração semissubmersíveis, e seus projetos proprietários são licenciados para estaleiros no mundo. Mais recentemente, a Moss Maritime também projetou projetos proprietários adicionais para a indústria marítima, incluindo o transporte de navios LH2, soluções flutuantes para energia solar e outras estruturas flutuantes. Atualmente, sua principal atividade são serviços de engenharia relacionados a terminais de GNL, tanto para regaseificação quanto para produção de GNL. A Moss Maritime também possui experiência em processamento de gás, incluindo a engenharia necessária para gases liquefeitos em temperaturas criogênicas, capacidade que a Xodus e a 4Subsea não possuem. As Requerentes consideram, portanto, que as atividades de engenharia da Moss Maritime são notadamente diferentes dos serviços de consultoria e digitais da Xodus e da 4Subsea, que se concentram na viabilidade, no projeto (design) e na consultoria de projetos em estágio inicial e não possuem as capacidades dedicadas de arquitetura naval e engenharia marítima relacionadas à Moss Maritime. Na medida em que houvesse sobreposições na engenharia e no projeto de soluções para a indústria de O&G offshore, elas seriam mínimas e se restringiriam a situações excepcionais. [34] [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. [35] [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. [36] A exemplo do:

(i) projeto conceitual, (ii) pré-FEED, (iii) FEED e (iv) engenharia de sistemas. [37] A Xodus não possui registro no Brasil e [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. [38] A 4Subsea tem presença limitada no Brasil, inclusive quanto às receitas registradas pelo Grupo Subsea7 no país [ACESSO RESTRITO À SUBSEA7]. [39] Há uma ampla gama de fornecedores alternativos no mercado de serviços de engenharia e consultoria, incluindo: (i) divisões das próprias empresas concorrentes nos mercados de OECM, tais como a IO da McDermott, a Genesis da Technip Energies, a Oceaneering e a Fugro; (ii) empresas especializadas em consultoria de engenharia (FEED houses), tais como Hatch, Ramboll, Arup, Black & Veatch, Kongsberg Maritime, 2H Offshore, Flexlife, DNV, Wood, Kent, Global Energy Group (Apollo) e Worley Consulting; e (iii) grandes empresas internacionais de serviços de consultoria, tais como BCG, McKinsey, Deloitte, EY e KPMG, entre outros. Trata-se de possível segmento de mercado pulverizado e de fácil acesso. Por vezes, os próprios clientes de E&P também realizam tais atividades internamente, por meio de departamentos de engenharia próprios. [40] Segmento por vezes também conhecido e/ou referenciado como serviços de vida de campo (“LoF” – Life-of-Field). [41] Mais informações disponíveis em: <https://petrobras.com.br/sustentabilidade/descomissionamento-offshore>. Acesso em: 25 fev. 2026. [42] Resposta da Sistac Sistemas ao teste de mercado (SEI 1643306, p. 15).

[43] Conjunto de válvulas de segurança e controle instalado na cabeça de um poço de petróleo, responsável pela transição entre o poço (abaixo do leito marinho) e o sistema SURF (que transporta o óleo até a superfície). [44] Estrutura metálica apoiada no fundo do mar que atua como um centro de distribuição e consolidação de fluxo. O seu papel principal é reunir a produção de hidrocarbonetos de múltiplos poços para direcioná-la a uma única linha principal conectada à plataforma. [45] Segundo as Requerentes, embora a Saipem possua certas capacidades de fabricação, inclusive no Brasil, elas se referem a componentes mecânicos menores e/ou secundários (metalmecânica) para uso em seus próprios projetos (por exemplo, colunas de tubos e estruturas submarinas, tais como Pipeline End Manifold - PLEM, Pipeline End Termination - PLET, spools para conexão de tubos e estruturas, sleepers). Essas capacidades não se estendem aos principais componentes de uma solução de SURF, como umbilicais, risers e flowlines submarinos. Mesmo assim, a Saipem não produz todos os seus componentes mecânicos internamente e, como visto, qualquer produção desses itens/peças se destina apenas aos seus próprios projetos (ou seja, atividade cativa). Completam as Requerentes, [ACESSO RESTRITO À SAIPEM] [46] Resposta das Requerentes ao Despacho SG nº 1625/2025 (SEI 1676869). [47] Pedido de Habilitação como Terceira Interessada da Technip (SEI 1625250).

[48] Vide, por exemplo, Métodos de assentamento de tubos, WARTSILA. Disponível em: <https://www.wartsila.com/encyclopedia/term/pipelaying-methods>. Acesso em: 27 fev. 2026. [49] Disponível em: < https://www.subsea7.com/content/dam/subsea7-corporate2018/Datasheets/Vessel/Seven%20Vega.pdf>. Acesso em: 26 mai. 2026. [50] Para mais detalhes, vide vídeo explicativo disponível em: <https://www.youtube.com/watch?v=Uarv0FLVxPI>. Acesso em: 2 mar. 2026. [51] Disponível em: <https://www.saipem.com/sites/default/files/2024-06/JSD_6000.pdf>. Acesso em: 28 abr. 2026. [52] Sobre o tema, ver também o artigo Flexible or rigid: the big debate. Disponível em: https://www.bakerhughes.com/sites/bakerhughes/files/2023-04/flexible-or-rigid-the-big-debate-article.pdf. Acesso em 2.6.2026. [53] Para a ANP, ver https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/desenvolvimento-e-producao/pd?b_start:int=40 . Para a EIA, ver https://www.eia.gov/outlooks/aeo/. Para a Shell, ver https://www.shell.com/what-we-do/oil-and-natural-gas/deep-water.html. Acessos em 06/04/2026. [54] Resposta das Requerentes ao Despacho 1625/2025 (SEI 1676869). [55] Parecer apresentado pela Total (SEI 1658102) analisa e fornece uma estrutura de mercado por capacidade de tensionamento das embarcações J-Lay, S-Lay, Reel-Lay e Flex-Lay. [56] Especificamente em relação ao fretamento de embarcações (Grupo 3), a Subsea7 realiza tal atividade no Brasil, enquanto a Saipem não (embora o possa fazer).

Ocorre que, sendo tais embarcações especializadas ativos fundamentais (e relativamente escassos) à instalação e componentes SURF, ao fretar uma embarcação, a empresa deixa de poder utilizá-la em um possível projeto EPCI. Há, assim, uma escolha e um custo de oportunidade envolvidos. Todavia, qualquer que seja o caso, o ativo, seja via fretamento para um terceiro, seja como parte de um projeto EPCI, estará contribuindo para a entrega de um projeto de instalação de SURF, objetivo final do cliente. [57] A ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) estabelece certos requisitos de conteúdo local a serem observados por operadores/clientes de E&P durante as fases de exploração e desenvolvimento de produção de O&G. [58] Disponível em: <https://cdn.cade.gov.br/Portal/centrais-de-conteudo/publicacoes/guias-do-cade/guia-para-analise-de-atos-de-concentracao-horizontal.pdf>. Acesso em: 24 fev. 2026. [59] Mais informações disponíveis em: <https://www.ship-technology.com/projects/hlcv-borealis/>. Acesso em: 23 mar. 2026. [60] Disponível em: <https://www.subsea7.com/content/dam/subsea7-corporate2018/Datasheets/Vessel/rigid-pipelay-heavy-lift/Seven%20Borealis.pdf.downloadasset.pdf>. Mais informações em: <https://www.youtube.com/watch?v=v_w86MHZ1qY>. Acessos em: 28 abr. 2026. [61] Resposta da Seabras Sapura à 1ª rodada do teste de mercado (SEI 1638514). [62] Para maiores informações ver:

<https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local>. Acesso em: 20 mar. 2026. [63] Informação disponível em < https://www.allseas.com/en/who-we-are/news-and-media/allseas-expands-brazil-buzios-10>. Acesso em 08.06.2026. [64] Informação disponível em < https://www.allseas.com/en/who-we-are/news-and-media/allseas-awarded-atapu-2-subsea-contract-petrobras>. Acesso em 08.06.2026. [65] Maiores informações em < https://oceaninstaller.com/news-and-insights/ocean-installer-secures-multi-year-contract-in-brazil-from-equinor>. Acesso em 08.06.2026. [66] Mecanismo de corrosão denominado Corrosão sob Tensão por CO2 (CO2 Stress Corrosion Cracking – SCC). [67] Disponível em: <https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional/incidentes/arquivos-alertas-de-seguranca/alerta-01/alerta-de-seguranca_001_ssm_scc-co2_pt.pdf>. Acesso em: 28 abr. 2026. [68] O Titanium Pull-in Tube (TiPT) foi desenvolvido pela Petrobras utilizando o conceito das Stress Joints de titânio, amplamente aplicadas em projetos de dutos rígidos offshore ao redor do mundo. O TiPT é composto por um conjunto de tubos fabricados em titânio (grau 29) e um capacete adaptador semelhante ao utilizado na conexão de risers flexíveis nos I-Tubes. Dois destes tubos possuem um formato cônico (stress joints).

A stress joint superior permite a acomodação do tubo no interior do I-tube atendendo aos critérios de projeto, enquanto a stress joint inferior absorve os esforços impostos pelo riser. O titânio foi selecionado pela sua alta resistência à corrosão e imunidade ao SCC CO2. Além disso, sua alta resistência mecânica e alta flexibilidade tornam o equipamento compacto e fácil de instalar, viabilizando sua implantação nas unidades existentes e originalmente concebidas com sistemas de suportação e demais interfaces voltadas aos dutos flexíveis. Disponível em: <https://brasilenergia.com.br/petroleoegas/titanium-pull-in-tube-uma-solucao-submarina-imune-a-corrosao-sob-tensao-por-co2/>. Acesso em 21.06.26. [69] A Spinergie é uma empresa de tecnologia e consultoria que oferece soluções baseadas em dados para a indústria marítima. Vide: <https://www.spinergie.com/>. Acesso em: 29 abr. 2026. [70] Mais informações em: <https://www.saipem.com/en/solutions-energy-transition/fleet-and-yards/saipem-constellation>. Acesso em: 21 mai. 2026. [71] Mais informações em: <https://www.saipem.com/en/solutions-energy-transition/fleet-and-yards/saipem-7000>. Acesso em: 21 mai. 2026. [72] Mais informações em: <https://www.saipem.com/en/solutions-energy-transition/fleet-and-yards/dehe>. Acesso em: 21 mai. 2026. [73] Mais informações em: <https://www.saipem.com/en/en/solutions-energy-transition/fleet-and-yards/SHEN-DA-HAO>. Acesso em: 10 jun. 2026. [74] Disponível em:

<https://www.saipem.com/en/en/solutions-energy-transition/fleet-and-yards/SHEN-DA-HAO>. Acesso em: 10 jun. 2026. [75] As licitações em regime público são conduzidas exclusivamente pela Petrobras, de acordo com a Lei n.º 13.303/2016 (“Lei das Estatais”). Os dados dessas licitações são públicos e foram obtidos no portal de compras da Petrobras – Petronect. As licitações em regime privado são conduzidas por clientes privados de E&P e/ou pela Petrobras em parceria com clientes privados de E&P. Os dados dessas licitações não têm uma fonte pública oficial. Assim, os dados fornecidos pelas Requerentes são baseados nas melhores informações disponíveis e em inteligência de mercado (dados da Spinergie). [76] Versão de acesso restrito da Petição de complementação ao pedido de habilitação como terceira interessada da Petrobras. A versão pública da referida Petição tarjou de forma indiscriminada todas as informações. Dessa forma, nos termos do Regimento Interno do Cade, foram abertas as informações que são de caráter público e mantidas em acesso restrito as informações de caráter confidencial. [77] Segundo as Requerentes, a Spinergie define atividades “em terra” (ashore) como o estado de uma embarcação quando se encontra próxima à costa e não está em movimento. Em outras palavras, a embarcação está em um porto, cais, estaleiro ou atracada em terra. Uma embarcação é classificada como em terra (ashore) quando as seguintes condições são atendidas:

(i) velocidade inferior a 2,5 nós, e (ii) localizada a menos de 2 km da costa. [78] Com base na experiência da Subsea7 e da Saipem em grandes projetos de SURF no Brasil ao longo dos últimos cinco anos, com escopo EPCI (por exemplo, Bacalhau/Equinor, Búzios 5/Petrobras, Búzios 7/Petrobras, Búzios 8/Petrobras, Lapa SW/TotalEnergies, Mero 3/Petrobras e Mero 4/Petrobras). [79] Coeficiente de curtose é uma medida estatística que indica o grau de afilamento ou achatamento de uma distribuição de dados em comparação com a curva normal. Ele ajuda a identificar a concentração de dados ao redor da média e a frequência de valores extremos (outliers). [80] Conforme explicado acima, na versão de acesso restrito (SEI 1752580) em que forneceu tais informações, a Petrobras apresentou um gráfico segundo o qual em cinco certames teria havido apenas um proponente. Todavia, esse gráfico não traz qualquer detalhamento, não explicando, por exemplo, se as licitações de fato ocorreram e quais os resultados delas. Por outro lado, em sua resposta ao item “g” do parágrafo 85 da Nota Técnica nº 8/2026/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI 1733436), a Petrobras apresentou a relação das licitações promovidas desde 2020, de forma detalhada, sendo esse o conjunto de informações considerado para fins de análise neste Parecer.

[81] A terceira interessada ABEP, apresentou (momentos antes da conclusão deste Parecer pela área técnica) a Petição SEI 1770593, em que questiona a conclusão do exercício realizado pelas Requerentes, sem contudo apresentar qualquer estimativa de qual seria número de embarcações necessárias para atender a demanda global e nacional. A Petição menciona um possível cenário de “lançamento de dutos em condições severas” de forma genérica e superficial, além de outras alegações sem maiores aprofundamentos. Já a terceira interessada Petrobras, também, apresentou (Petição SEI 1770963, em 18-6-2026) questionamentos sobre as premissas adotadas pelas Requerentes apontando riscos concorrenciais, entretanto não forneceram dados novos que pudessem alterar as análises e conclusões empreendidas até aquele momento.