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Ministério da Justiça ­ MJ
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NOTA TÉCNICA Nº 16/2015/CGAA4/SGA1/SG/CADE
PROCESSO ADMINISTRATIVO Nº 08012.011881/2015­41
Representante: Companhia de Gás de São Paulo
Advogados/as: Marco Antônio Fonseca Júnior, Bruno de Luca Drago e outros/as
Representada: Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), White Martins Gases Industriais Ltda. (White
Martins) e GNL Gemini e Comercialização e Logística de Gás Ltda. (GásLocal)
Advogados/as: Olavo Zago Chinaglia, Rodrigo da Silva Alves dos Santos, Gustavo Aguiar da Costa e
outros/as
EMENTA:Processo Administrativo para Imposição de
Sanções Administrativas por Infração à Ordem
Econômica. Fornecimento de gás natural para
comercialização e distribuição. Suposta prática de
subsídios cruzados no suprimento de gás natural.
Suposto tratamento discriminatório a rivais não
integrados por meio de discriminação de custo e outras
condições contratuais no suprimento de gás natural.
Pedido de medida preventiva. Presença de fumus boni
iuris e de periculum in mora. Aplicação de medida
preventiva para cessação imediata da conduta.
VERSÃO PÚBLICA
SUMÁRIO
OBJETO DA NOTA TÉCNICA
1. RELATÓRIO
2. ANÁLISE
2.1. Presença das condições para concessão de medida preventiva
2.1.1. Fumus boni iuris
2.1.1.1. Contextualização: dinâmica dos modais de distribuição de gás natural
2.1.1.2. Indícios da existência de tratamento discriminatório
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a. Bypass regulatório
b. Elementos do AC Gemini: incentivos à discriminação e suspensão das restrições do Cade
c. Anexo 6 e as condições de fornecimento ao Consórcio Gemini
d. Pareceres da FA Consultoria e da Arsesp e Nota Técnica do DEE/CADE
e. Parecer da Edgar Pereira & Associados
f. Pareceres da SDE, da ProCADE e do MPF
2.1.1.3. Indícios da ausência de justificativa legítima para a discriminação
2.1.1.4. Indícios da existência de dano
a. Complementariedade de modais, mercado relevante e possibilidade de dano
b. Fechamento do mercado local por meio da captura de clientes âncoras
c. Exclusão de distribuidoras de GNC
2.1.2. Periculum in mora
2.1.3. Conclusões
2.2. Escopo da medida preventiva
2.2.1. Cessação da prática
2.2.1.1. Impossibilidade de reversão à situação anterior em sede preventiva
2.2.1.2. Suspensão do Anexo 6 e adoção de contrato de fornecimento NPP
2.2.1.3. Suspensão da fidelização contratual de clientes âncoras
2.2.2. Aspectos de efetividade
2.2.2.1. Monitoramento
2.2.2.2. Prazo e multa diária por descumprimento
2.2.3. Conclusões
3. CONCLUSÃO
OBJETO DA NOTA TÉCNICA
A presente nota técnica destina­se a analisar pedido de medida preventiva formulado pela Representante na
petição SEI nº 0032321. A análise inclui exposição dos indícios apurados em sede de instrução de urgência,
que apontam para a existência de fundado receio de que suposta conduta discriminatória cause ou possa causar
lesão irreparável à concorrência. É sugerida aplicação de medida preventiva, cujos termos se voltam à cessação
da prática, nos termos do art. 84, caput e §1º, da Lei nº 12.529/2011.
1.
RELATÓRIO
1. Trata­se de Processo Administrativo para Imposição de Sanções Administrativas por Infração à Ordem
Econômica instaurado em 1º de abril de 2014, com fundamento em decisão de 6 de dezembro de 2013
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do Plenário do Tribunal do Cade, na 34ª Sessão Ordinária de Julgamento (certidão de fl. 1601), por meio
do Despacho de fl. 1653, com vistas a apurar suposta prática de condutas anticompetitivas pelas
empresas Petróleo Brasileiro S.A. – “Petrobras”, White Martins Gases Industriais S.A. – “White
Martins” e GNL Gemini e Comercialização e Logística de Gás Ltda. – “GásLocal”. Esta última é
resultado de joint venture entre as duas primeiras, no âmbito de consórcio entre as três empresas
denominado “Consórcio Gemini” para comercialização e distribuição de gás natural liquefeito (GNL).
As condutas alegadas seriam fruto de exercício abusivo de posição dominante e consistiriam na prática
de subsídios cruzados e tratamento discriminatório a rivais não integradas, com fornecimento de gás
natural a custos predatórios ou próximos de zero ao Consórcio, desconto das perdas com consumo e
liquefação e outras condições contratuais supostamente discriminatórias. Tais condutas são passíveis de
enquadramento no artigo 20, incisos I, II e IV e no artigo 21, incisos III, IV, V, VI, IX, XII, XIII, XVIII
e XXIII, da Lei nº 8.884/94, bem como no artigo 36, incisos I, II e IV e §3º, incisos III, IV, V, VII, X,
XV e XVIII, da Lei nº 12.529/11.
2. Antes da instauração de Processo Administrativo, o presente feito era uma Averiguação Preliminar
aberta a partir de representação da Representante em face das Representadas, apresentada em 20 de
setembro de 2007 e fundamentada nas alegações acima relatadas. No âmbito daquela fase processual,
foram emitidos nota técnica da Secretaria de Direito Econômico do Ministério da Justiça (fls. 1094­
1117), parecer da Procuradoria Federal Especializada junto ao Cade (fls. 1131­1135) e parecer do
Ministério Público Federal (fls. 1193­1199), todos recomendando o arquivamento do presente feito em
fase de Averiguação Preliminar.
3. Com a instauração de Processo Administrativo determinada pelo Plenário do Cade, após notificação das
Representadas, as peças de defesa foram apresentadas às fls. 1689­1729 e 1826­1855, com pedidos de
produção de prova. A SG proferiu Nota Técnica analisando as preliminares suscitadas pela defesa,
indeferindo­as (despacho de fl. 1966), e determinou a especificação dos pedidos de produção de provas,
que haviam sido formulados de forma genérica, considerando garantida, ainda, a possibilidade de
juntada de provas documentais até o encerramento do processo. O processo foi saneado por meio do
despacho de fls. 2016, com indeferimento do pedido de produção de prova pericial especificado às fls.
2007­2008.
4. Em 6 de março de 2015, a Representante solicitou a concessão de medida preventiva com base no art. 84
da Lei 12.529/2011. Alega­se, em síntese, que há indícios suficientes da conduta investigada e que existe
perigo concreto na demora em virtude do atual processo de revisão tarifária do gás natural canalizado em
São Paulo (petição SEI nº 0032321). A partir disso, requer­se que o fornecimento de gás natural da
Petrobras para a GásLocal seja feito de maneira isonômica, sugerindo­se a aplicação dos termos da Nova
Política de Preços (NPP), contrato que rege o fornecimento da Petrobras para a maioria das
distribuidoras de gás natural canalizado.
5. Com vistas a possibilitar o contraditório acerca desse pedido, foram enviados os Ofícios nº
1268/2015/CADE (SEI nº 0032584) e 1269/2015/CADE (SEI nº 0032607) com vistas a colher
manifestação das Representadas. Foi enviado, ainda, o Ofício nº 1267/2015/CADE (SEI nº 0032444)
colhendo a opinião da Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo – Arsesp
sobre o pedido de preventiva.
6. A resposta conjunta das Representadas Petrobras e GásLocal (SEI n º 0035957) versa sobre a natureza
jurídica do fornecimento de gás natural ao Consórcio Gemini, a alegada ausência de fumus boni iuris e
de periculum in mora, a necessidade das atuais cláusulas de fornecimento de gás ao Consórcio para
garantia de sua competitividade, a existência de periculim in mora reverso e outras questões.
7. Já a Representada White Martins, em sua manifestação (SEI nº 0035412) repisou o argumento já
descartado na nota de saneamento deste feito de que não seria parte legítima no processo e afirmou que a
preventiva requerida tornaria o Consórcio Gemini inviável e que não haveria fumus boni iuris porque a
GásLocal seria muito pequena frente à Comgás.
8. Por fim, a Arsesp apresentou manifestação em concordância com as alegações da Representante,
trazendo mais informações sobre a verossimilhança da denúncia e a existência de periculum in mora
(SEI nº 0037076).
9. Por meio do Memorando nº 220/2015/CGAA4/SGA1/SG/CADE (SEI nº 0034116), o processo foi
enviado ao DEE/CADE para manifestação acerca de pareceres da Arsesp e da Fagundes e Associados
Consultoria Econômica (“FA Consultoria”). Em resposta, foi emitida a Nota Técnica nº
10/2015/DEE/CADE, de nº SEI 0037787.
10. Em virtude da existência de aspectos pendentes de esclarecimento para fins de análise do pedido de
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medida preventiva, a SG enviou à Representante o Ofício nº 1772/2015/CADE (SEI nº 0040995),
indagando sobre possíveis efeitos da medida preventiva requerida e à Arsesp o Ofício nº
1798/2015/CADE (SEI nº 0041405), requerendo opinião sobre a adequabilidade da medida proposta. As
respostas foram registradas sob o nº SEI 0047534 e 0042600, respectivamente.
11. As Representadas apresentaram, ainda, manifestações espontâneas no âmbito da apreciação do pedido de
medida preventiva, com apresentação de parecer econômico de autoria da Edgar Pereira & Associados
por parte da White Martins (SEI nº 0044045, versão confidencial, e nº 0043369 versão pública,
protocolada a requerimento do Cade por meio do Ofício nº 1876/2015/CADE, SEI nº 0042922) e de
esclarecimentos ulteriores por parte da Petrobras e da GásLocal (SEI nº 0041786), incluindo críticas a
estudos de mercado apresentados pela Representante no pedido de preventiva.
12. Para sanar dúvidas quanto às críticas dessa última manifestação, foi enviado à Representante o Ofício nº
1826/2015/CADE (SEI nº 0041876), cuja resposta foi juntada sob SEI nº 0043743.
13. É o relatório.
2.
ANÁLISE
14. Conforme exposto no relatório acima, o presente processo foi instaurado a partir de denúncia
protocolada pela Comgás em face de Petrobras, White Martins e GásLocal (“Consórcio Gemini”),
alegando­se prática de discriminação anticompetitiva. A Comgás é distribuidora de gás natural
canalizado no estado de São Paulo. O Sistema Petrobras (aqui também referido como “Petrobras”) é
grupo econômico de controle estatal com atuação em vários setores, sobretudo em petróleo e energia. A
White Martins é empresa do Grupo Praxair com atuação em vários setores, sobretudo gases industriais.
Já a GásLocal é joint venture entre a Petrobras e a White Martins criada para operacionalizar a
comercialização e distribuição de gás natural liquefeito (GNL) no âmbito do Consórcio Gemini, firmado
entre as três empresas.
15. Em 6 de março de 2015, a Representante solicitou a concessão de medida preventiva com base no art. 84
da Lei 12.529/2011. Alega­se, em síntese, que há indícios suficientes da conduta investigada e que existe
perigo na demora em virtude do atual processo de revisão tarifária do gás natural canalizado em São
Paulo (petição SEI nº 0032321).
16. Na presente análise, será avaliada a existência de condições necessárias para a concessão de medida
preventiva, nos termos do art. 84, caput, da Lei 12.529/2011, assim como o escopo da medida a ser
concedida. Para tanto, serão apresentados os indícios e argumentos das partes contidos nos autos, com a
análise desta Superintendência­Geral do Cade – SG e suas conclusões. Adianta­se que a SG conclui pelo
deferimento parcial do pedido formulado, com necessidade de aplicação de medida preventiva. Portanto,
será abordado, ainda, o desenho da medida preventiva recomendada pela SG. Dessa forma, a análise se
subdivide em duas seções principais: a seção II.1 contém os indícios apurados em instrução de urgência
acerca da existência de condições necessárias para a imposição da medida; já a seção II.2 expõe
justificadamente o escopo da medida recomendada.
2.1.
Presença das condições para concessão de medida preventiva
17. Nos termos do artigo 84, caput, da Lei 12.529/2011, são condições para a concessão de medida
preventiva “o indício ou fundado receio de que o representado, direta ou indiretamente, cause ou possa
causar ao mercado lesão irreparável ou de difícil reparação, ou torne ineficaz o resultado final do
processo” (grifos adicionados). É possível identificar nesse trecho os dois requisitos gerais para a
concessão de medidas de urgência:
i. o fumus boni iuris ou aparência do bom direito, consistente na verossimilhança das alegações
trazidas como fundamento do pedido; e
ii. o periculum in mora ou perigo na demora, consistente em risco de lesão irreparável ou de difícil
reparação.
18. A presença de fumus boni iuris será analisada no tópico II.1.1 a seguir. Por sua vez, a existência de
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periculum in mora será tratada no tópico II.1.2 posterior.
2.1.1.
Fumus boni iuris
19. Para a devida compreensão das alegações a respeito de fumus boni iuris trazidas nos autos, é útil revisar
alguns aspectos da dinâmica do mercado de distribuição de gás e da localização das partes nesse mercado.
Essa revisão será feita a seguir, no tópico II.1.1.1.[1] Em seguida, serão abordados os indícios da
ocorrência de discriminação carreados aos autos e os argumentos da Representante e das Representadas.
20. Conforme pacificado na jurisprudência do Cade, a discriminação de preço e outras condições de
contratação não é conduta anticompetitiva per se,[2] devendo estar associada à falta de justificativa
econômica legítima,[3] à constatação de poder econômico do agente e à existência de dano à concorrência,
ainda que potencial. O resultado da instrução de urgência quanto à detenção de poder de mercado por parte
das Representadas assim como a existência da discriminação alegada será relatado no tópico II.1.1.2. Por
sua vez, as justificativas oferecidas para a conduta serão examinadas no tópico II.1.1.3. Finalmente, os
indícios da existência de dano potencial e concreto serão apresentados no tópico II.1.1.4.
2.1.1.1.
Contextualização: dinâmica dos modais de distribuição de gás natural
21. O gás natural é primariamente utilizado enquanto combustível, com aplicações importantes em geração
de energia elétrica (usinas termoelétricas; cogeração), processos industriais termointensivos (fabricação
de vidro, cerâmica, celulose, siderurgia, entre outros), transporte (gás natural veicular) e geração de calor
em processos diversos, comerciais, residenciais e industriais (cocção, calefação, água para banho etc.). O
produto também é utilizado como matéria prima de certas indústrias, especialmente na obtenção de
produtos petroquímicos, embora em menor escala.
22. Após a prospecção e o processamento em destilarias, a logística de entrega do gás natural até o consumo
final pode ser dividida em duas etapas básicas: transporte e distribuição.[4]
23. No Brasil, o transporte é feito através de dutos de alta pressão que percorrem distâncias interestaduais,
inter­regionais e por vezes internacionais.[5] Ao longo do comprimento do duto, são instaladas válvulas
ou mecanismos para possibilitar o deslocamento de certo volume de gás para os modais de distribuição,
encarregados de entregar o produto ao destino final.
24. A distribuição pode ser feita de duas formas básicas: (i) por meio de dutos locais, de média e baixa
pressão, conectados diretamente aos dutos de transporte, ou (ii) a granel, através de veículos como trens,
navios e caminhões dotados de tanques onde o gás é armazenado e transportado até a destinação final.
25. A distribuição por dutos é frequentemente considerada monopólio natural em razão dos altos custos
fixos envolvidos na instalação de dutos até determinada localidade e dos baixos custos marginais
necessários para conectar clientes nas imediações do ramal principal (no mesmo bairro ou cidade). Por
isso, a Constituição Federal classifica tal serviço como público e o delega à competência estadual (art.
25, §2º). Na prática, o serviço é outorgado pelas unidades da federação a empresas estatais ou privadas,
sempre garantindo exclusividade de sua prestação sobre determinado território (i.e. monopólio legal, em
geral todo o território estadual/distrital).[6]
26. Já na distribuição a granel, os principais modais utilizados no Brasil são o GNC (gás natural
comprimido) e o GNL (gás natural liquefeito). No primeiro caso, o gás é comprimido e armazenado em
veículo com tanque pressurizado até a destinação final, onde é descomprimido e consumido. No
segundo, o produto é liquefeito a temperaturas extremamente baixas e armazenado em veículo com
tanque criogênico até a destinação final, onde é regaseificado e consumido. Também é possível o
armazenamento do GNC ou do GNL no ponto de entrega final, para consumo posterior. A única planta
de liquefação em funcionamento no Brasil é a da Representada GásLocal, localizada em Paulínia, SP,
município da área de concessão da Representante Comgás.
27. É importante ressaltar que a atividade de distribuição a granel não fere o monopólio legal da distribuição
por dutos e não é considerada serviço público. Com efeito, em condições normais de mercado, a
distribuição a granel é mais cara que a distribuição por dutos, de modo que a concorrência entre elas se
torna inviável. Isso porque, a distribuição por dutos cria uma conexão direta entre a refinaria ou o
terminal de importação e o local de consumo. Desse modo, o gás flui diretamente da origem no sistema
dutoviário até a destinação final, sem nenhum custo de liquefação/compressão ou
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regaseificação/descompressão. Ainda, uma vez instalada a infraestrutura, o custo de transportar gás por
meio de duto é acentuadamente menor que o preço de frete e seguros para transporte por veículos. Por
fim, o processo de liquefação acarreta maiores perdas de volume de gás que podem contribuir para
majorar ainda mais seu custo. Dessa forma, sempre que houver escala suficiente para realização do
investimento inicial de infraestrutura dutoviária, é mais eficiente fazer o transporte por meio de
dutos.[7]
28. Por esse motivo, em regra as distribuidoras de gás natural a granel e as de gás canalizado atuariam em
nichos diferentes de mercado. Em vez de competir entre si, as duas modalidades se complementam: a
distribuição a granel é encarregada de realizar o abastecimento onde não há gás canalizado e a demanda
apresente escala mínima viável.
29. Adicionalmente, duas outras características do mercado possibilitam o aprofundamento desse
mutualismo: a especificidade dos ativos necessários para haver demanda por gás natural e a necessidade
de garantir o imediato suprimento de gás nos chamados “projetos estruturantes”.
30. A especificidade dos ativos faz com que haja um custo de troca para as empresas adotarem combustíveis
relativamente substitutos, como o gás liquefeito de petróleo (GLP), o óleo combustível e o próprio gás
natural.[8] Assim, é necessário um processo de adaptação de uma empresa ao gás natural para que ela
seja capaz de consumi­lo.
31. Em virtude dessa especificidade, é útil para a concessionária de gás canalizado se associar às
distribuidoras de gás a granel de modo a antecipar a demanda de determinada localidade por meio de
projetos estruturantes ou gasodutos virtuais. Nesse tipo de projeto, a concessionária constrói duto local,
não conectado à sua rede primária, voltado apenas a conectar as pessoas e empresas consumidoras locais
a um tanque próximo. Esse tanque receberá GNC ou GNL durante alguns anos, permitindo que a base
consumidora local adapte seus equipamentos e know­how ao novo combustível (gás natural).[9]
32. Conforme ficou evidenciado nos projetos estruturantes apresentados pela Comgás[10] e também nas
justificativas da operação do AC nº 08700.000137/2015­73 (Requerentes: Gasmig e GásLocal),[11] esse
tipo de associação também traz vantagens para a distribuidora a granel, que necessita de apenas um
tanque para atender toda a clientela da microrregião e vê sua demanda aumentada na localidade,
passando a atender setores de menor demanda que de outra forma não apresentariam escala para receber
gás a granel (residencial, comercial etc.). Ademais, o incentivo para a complementariedade e a
cooperação é reforçado em virtude da existência de regulação sobre o setor de gás canalizado, trazendo
metas de expansão e tarifas reguladas para o fornecimento de gás às distribuidoras a granel, e também
pelo fato de que a construção de dutos desloca permanentemente a demanda por GNL e GNC.
33. A complementaridade dos diferentes modais de distribuição também pode ser visualizada entre o GNC e
o GNL, o que decorre diretamente das características de cada modal refletidas nas respectivas estruturas
de custos para sua distribuição terrestre por carretas. De um lado, o procedimento de liquefação e
regaseificação é substancialmente mais caro que o de compressão e descompressão, o que dá grande
vantagem inicial ao GNC.[12] De outro, no entanto, enquanto o GNC pode ser comprimido até cerca de
1/268 do volume original de GN (em condições normais de temperatura e pressão), o GNL ocupa cerca
de 1/600 do volume original, o que permite uma quantidade menor de viagens (carretas).[13] Ainda,
devido à diferença na densidade energética entre os dois modais, o número de carretas necessário para o
transporte de GNC aumenta em proporção maior conforme a distância (gráfico 1 abaixo).[14] Por esses
fatores, os dois modais apresentam maior eficiência em nichos diferentes de mercado: “na falta de
gasodutos, o GNC mostra­se competitivo no transporte de pequenos volumes a pequenas distâncias,
enquanto o GNL é competitivo para o transporte de gás em grandes volumes a grandes distâncias.”[15]
Gráfico 1 – Demanda de carretas nos modais GNC e GNL para transporte de um mesmo volume de gás natural
em função da distância*
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Fonte: Perrut (2005, p. 47).[16]
34. A distância específica a partir da qual o GNL passa a ser mais competitivo que o GNC é objeto de
estudo, dependendo frequentemente da localidade e do meio de transporte (marítimo, fluvial, ferroviário,
rodoviário). No Brasil, considerando o meio rodoviário (o mais comum no país), Prates et al. (2005)[17]
estimam a distância de até 100 ou 150 km como ideal para GNC e a faixa entre 500 e 1.000 km para
GNL, embora não apresentem método e pressupostos de suas estimativas. Já Perrut (2005), a partir de
custos informados por fornecedores e empresas de GNC e GNL, em estudo que é, em geral, tomado
como referência para essa estimativa no Brasil,[18] conclui que o GNL seria mais competitivo a partir de
200 km da localidade abastecida por GNC. Abaixo dessa distância, o GNC seria mais competitivo,
conforme o gráfico a seguir:
Gráfico 2 – Custo de distribuição de GNC e GNL em função da distância*
Fonte: Perrut (2005, p. 48).[19]
35. Mais recentemente, Bendezú (2009)[20] utiliza modelo baseado nas estruturas de custo das empresas
GALILEO, NEOgás e FIBA[21] (GNC) e da Representada GásLocal (GNL), considerando o mesmo
custo de gás, para estimar qual das alternativas de distribuição seria mais eficiente. No estudo, foi
incluída, ainda, a forma canalizada. O autor identifica duas variáveis básicas que determinam a
competitividade relativa entre os três modais: volume e distância. Conforme se depreende do gráfico
abaixo, o GNC é mais competitivo abaixo de 250 km do local de entrega final, perdendo a partir daí para
o GNL. Tais números apresentar ligeira variação com relação ao volume.
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Gráfico 3 – Efeito da distância e do volume na escolha do modal de distribuição de gás natural
Fonte: Bendezú (2009, p. 74)[22]
36. A variável volume é decisiva para a competição entre gás canalizado e gás a granel (GNC ou GNL),
sendo que, para maiores volumes, o gás canalizado é sempre mais eficiente na distância considerada,
incluído o custo de investimento em infraestrutura. Já na competição entre GNC e GNL, o fator mais
determinante é a distância, como se depreende da linha de inclinação aguda que separa as zonas de cada
modal no gráfico.[23]
37. Bendezú (2009) analisa, ainda, o efeito das variáveis “velocidade da carreta” e “taxa de retorno” sobre a
competitividade relativa dos três modais, chegando aos cenários do gráfico 4 abaixo. Com relação à
velocidade, o autor encontra que “possibilidade dos veículos poderem viajar a maiores velocidades
tende a favorecer o uso do GNC, cuja área de utilização tende a se ampliar sobre os demais modais,
assim como favorece o GNL sobre o uso de gasodutos. Já que os investimentos em carretas assim como
seus custos operacionais sofrem uma queda do número de caminhões e pelo aumento de viagens ao
dia.” (BENDEZÚ, 2009, p. 74) Já com relação à taxa de retorno do investimento, “[a]o comparar os
valores presentes descontados aos 12%, 14% e 16% se vê [...] que o custo de do GNC tem pequeno
efeito, só na região limite entre o GNL e gasoduto para distâncias e demandas altas percebe­se o efeito
da taxa de retorno.” (BENDEZÚ, 2009, pp. 74­75)
Gráfico 4 – Efeito da velocidade e da taxa de retorno na eficiência do modal de transporte segundo o volume e
a distância
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(a)
(b)
Fonte: Bendezú (2009, pp. 74­75)[24]
38. Isso evidencia que existe algum espaço para competição entre os três modais em função da eficiência de
cada distribuidora, a partir de fatores tais como custos variáveis, tecnologia e escolha de rota ótima até a
cliente final. Não obstante, o fator decisivo para a escolha entre GNC e GNL continua sendo a distância
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da planta de compressão/liquefação até o ponto de entrega final, ao passo que a competição desses dois
modais com o canalizado se pauta tanto na distância quanto, mais acentuadamente, no volume.[25]
39. Frise­se que a competição entre GNC e GNL ocorre de maneira contínua na faixa de distância
fronteiriça em sua competitividade relativa (aprox. 200~300 km), o que é fundamentalmente diferente
da competição entre gás a granel e gás canalizado. Isso porque, uma vez instalado o duto em
determinada localidade, não existe mais competição, conforme colocado anteriormente. Dessa forma, a
competição entre gás natural a granel e gás natural canalizado ocorre no momento da decisão de
expansão da rede dutoviária por parte da concessionária.[26]
40. À luz do exposto, frente aos estudos disponíveis sobre a competição GNC/GNL no Brasil, adota­se aqui,
como ponto de referência para fins de visualização do mercado relevante, o círculo de raio igual a 200
km a partir da planta de compressão como a área em que uma planta de liquefação não consegue
competir em condições normais de mercado.[27] Adota­se, ainda, o círculo de raio 1.000 km como a
área limite possível de atuação da planta de liquefação (localizada em Paulínia, SP), distância a partir da
qual seus custos se tornam proibitivos e o uso de combustíveis alternativos se mostra mais competitivo
(GLP, óleo combustível, biomassa, lenha, eletricidade etc.). Por fim, as localidades onde já existe
gasoduto de distribuição são consideradas aqui monopólio natural sem possibilidade de competição em
condições normais de mercado, concorrendo apenas com combustíveis relativamente substitutos ao gás
natural.
41. Dentro dessas limitações geográficas, a quase ausência de competição entre os modais analisados pode
indicar a existência de mercados relevantes distintos na dimensão produto no curto prazo. De fato, em
condições normais de mercado, a competição entre esses modais é limitada à área fronteiriça de
competitividade entre um e outro modal, com as mencionadas exceções quanto ao gás canalizado
(concorrência no momento da expansão, ausência de concorrência uma vez instalado o duto).
42. Entretanto, a Representante alega em sede de denúncia no presente caso que a Petrobras estaria
fornecendo gás a custo subsidiado e condições discriminatórias à GásLocal, de forma que o custo desse
gás não estaria refletindo os custos da cadeia e, portanto, o mercado estaria fora das condições normais.
Com isso, a GásLocal estaria conseguindo fechar o mercado para a expansão da rede de dutos. Ainda,
segundo a Associação Brasileira dos Distribuidores de Gás Natural Comprimido – ABGNC, a GásLocal
também estaria conseguindo atuar em área típica do GNC, supostamente em virtude das condições
discriminatórias de fornecimento. A racionalidade da denúncia se trona mais factível pelo fato de a
Petrobrás também fornecer gás natural
às concessionárias canalizadas, permitindo um possível subsídio cruzado (price squeeze)[28]. Ou seja, a
Petrobrás tem condições de fornecer à GásLocal a custo artificialmente baixo, pois pode cobrar de
concessionárias não­verticalizadas (como a Comgás) preço artificialmente mais alto.
43. Tais denúncias impõem uma dificuldade extra para a correta visualização dos mercados relevantes no
caso concreto. Por ora, em sede de análise de medida preventiva, a SG entende suficientes as
observações relatadas até aqui como parâmetro para a dinâmica competitiva do setor, com adição de
aspectos regulatórios específicos que serão tratados na seção II.1.2 (periculum in mora).[29] A partir
disso, passa­se a relatar os indícios da existência da conduta.
2.1.1.2.
Indícios da existência de tratamento discriminatório
44. Conforme mencionado na introdução da presente seção II.1.1, a discriminação anticompetitiva pressupõe
posição dominante do agente que perpetra a conduta. No presente caso, reputa­se desnecessário aprofundar
esse ponto, visto que a Petrobras é monopolista no fornecimento de gás natural no Brasil e possui grande
participação no setor de distribuição de gás natural,[30] no setor termoelétrico a gás, nos principais
combustíveis substitutos (óleo combustível,[31] GLP[32]) e em outros setores a jusante (ex. fertilizantes).
Portanto, considera­se aqui que a Petrobras tem capacidade para exercer poder de mercado na sua relação
com as distribuidoras de gás.
45. Para além da simples possibilidade de exercício de poder de mercado, cumpre averiguar a probabilidade de
que esse seja o caso no presente feito, assim como eventual conduta já consumada nesse sentido. Para
tanto, é oportuno inicialmente relatar a localização do Consórcio Gemini no contexto regulatório brasileiro
e a conclusão das análises feitas no âmbito do AC de formação do Consórcio (a partir daqui: “AC
Gemini”),[33] que apontaram a presença de incentivos para discriminação na relação vertical entre
Petrobras e White Martins­GásLocal. Nessa linha, o tópico “a.” seguinte traz as implicações concorrenciais
do regime regulatório do Consórcio. O tópico “b.” contém revisão dos indícios e conclusões do AC
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Gemini.
46. Em seguida, é necessário trazer os indícios juntados aos autos do presente processo, que trazem evidências
da ocorrência de tratamento discriminatório. Assim, o tópico “c.” traz as condições contratuais de aporte de
gás ao Consórcio, enquanto os tópicos posteriores relatam as conclusões dos pareceres mais relevantes
sobre a existência de discriminação: parecer da FA Consultoria, protocolado pela Representante, Ofício
P/0129/2014, de autoria da Arsesp, e Nota Técnica nº 10/2015/DEE/CADE (tópico “d.”); parecer da Edgar
Pereira & Associados, protocolado pela Representada White Martins (tópico “e.”); e pareceres de SDE,
ProCADE e MPF nos autos do AC Gemini (tópico “f.”).
a. Bypass regulatório
47. A competência para regular os serviços de gás é dividida entre a União e as unidades da federação. A
atividade de transporte é regulada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis –
ANP, assim como outras atividades do mercado a montante (exploração, produção, refino etc.).[34]
Entre o duto de transporte e o duto de distribuição existe uma válvula denominada city gate, que permite
a despressurização e transferência do gás e que delimita também as competências regulatórias federal e
estadual. Conforme colocado na seção II.1.1.1, os “serviços locais de gás canalizado” devem ser
prestados pelo Estado­membro em seu respectivo território (CRFB/88, art. 25, §2º). Visto que a
atividade costuma ser realizada mediante concessão, na prática o ente federativo regula e fiscaliza as
atividades da empresa concessionária. Desse modo, a regulação estadual tem competência para regular
apenas as concessionárias estaduais de gás canalizado.
48. Embora a atividade canalizada de transporte e distribuição tenha divisão clara de competências, os
modais de distribuição a granel adicionam especificidade à organização federativa. Isso porque o GNL e
GNC não são serviços de gás canalizado e, a princípio, a competência para sua regulação recai sobre a
ANP. Entretanto, o serviço de distribuição tem natureza diferente do serviço de transporte, sendo
possível considerar os modais GNC e GNL como “serviços locais”. Por esse motivo, é de se indagar:
uma distribuidora de GNC ou GNL deve retirar seu gás do duto de transporte ou de distribuição? Caso
retire diretamente do duto de transporte, não é necessário que o gás passe pelo city gate e a competência
regulatória será exclusivamente da ANP. No entanto, caso retire do duto de distribuição, o gás passará
pelo city gate e o contrato de fornecimento deverá seguir as regras regulatórias estaduais, além das regras
da ANP, com pagamento obrigatório da margem de distribuição e observância da tarifa regulada local.
49. Na prática, o GNC segue a regra local, retirando seu gás do duto de distribuição. Assim, considerando
que a regulação da ANP para o gás a granel é eminentemente técnica,[35] o GNC se submente a duas
regulações diferentes e com escopo distinto: na esfera federal, a ANP concede a autorização de
funcionamento e opera fiscalização quanto a aspectos técnicos de operação; por sua vez, na esfera
estadual, a reguladora local estabelece a tarifa que deve ser praticada no fornecimento de gás da
distribuidora local de gás canalizado para a distribuidora de GNC.[36]
50. Entretanto, o Consórcio Gemini foi concebido para atuar de forma distinta. A planta de liquefação da
White Martins está diretamente conectada a duto de transporte da Petrobras, de modo que não existe city
gate e, portanto, não há transferência de gás para o duto da distribuidora local. Visto que a GásLocal é a
primeira e única distribuidora de GNL no Brasil, inaugurou­se uma discussão com o seguinte escopo: a
transportadora (no caso, Petrobras) pode realizar o serviço de entrega de gás natural à planta de
liquefação por meio de duto de transporte ou tal serviço deve ser considerado ulterior ao mero transporte,
sendo considerado serviço local de gás canalizado nos termos da CRFB/88 (art. 25, §2º) e, portanto,
realizado pela distribuidora local através de duto de distribuição?
51. Por se tratar de conflito federativo, a matéria foi remetida ao Supremo Tribunal Federal – STF por meio
da Reclamação nº 4210­3/SP. Ainda não há decisão final na ação, mas, em 11 de outubro de 2006, foi
proferida decisão interlocutória em caráter cautelar pela ministra Carmen Lúcia, determinando que
passasse “a se garantir que as atividades de distribuição de gás [natural] sejam desempenhadas pelos
entes estaduais competentes para tanto, na forma do art. 25, §2º, da Constituição da República e até o
julgamento final da presente Reclamação [...]”.[37] Como fundamentação para o dispositivo, a ministra
Carmen Lúcia entendeu que a Petrobras não poderia operar a entrega de gás natural para a White
Martins, como se depreende dos trechos abaixo:
De se notar que para a configuração do serviço local, são irrelevantes a espécie de destinação (uso próprio
ou resfriamento e comercialização) e a quantidade adquirida (industrial ou residencial). Como explica
Celso Antônio Bandeira de Mello, em parecer antes mencionado [fls. 724­742 dos autos da Reclamação
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4210], “toda canalização especializada, isto é, cujo objetivo, desborde do mero transporte geral do gás,
refoge ao monopólio da União e entra na esfera do Estado no qual se instale dita canalização. Daí
porque o art. 25 da Lei Maior usou até mesmo expressão terminológica distinta ao referir o meio
transportador do gás. Falou em ‘canalização’ para referir o que era da alçada estadual ao invés de
‘conduto’, como o fez no art. 177, ao qualificar o que competia à União.”
[...]
Se a Constituição reservou expressamente a competência do Estado­membro para explorar os serviços
locais de gás canalizado, admitir­se a captação direta do gás natural, feita por meio de “braço” (ramal) do
Gasoduto [de transporte] Brasil­Bolívia, significaria, pelo menos numa primeira e precária análise
jurídica, deixar de atender o mandamento constitucional que outorga aos Estados­membros a
competência para explorar os serviços locais de gás canalizado.
A considerar que as atividades econômicas monopolizadas constitucionalmente para o seu desempenho
pela União têm natureza excepcional, parece menos gravoso, neste passo das pendências judiciais,
suspender­se a atividade de distribuição de gás natural pela Petrobras à White Martins [...].
(fls. 3501­3503 dos autos da Reclamação 4210)
52. Com essa decisão, o fornecimento de gás ao Consórcio Gemini deveria, em tese, se submeter à regulação
tarifária da Arsesp. Ainda, visto que a planta de liquefação da White Martins­GásLocal se localiza em
Paulínia, SP, município na área de concessão da Comgás, ela deveria reverter o valor da tarifa à Comgás.
Entretanto, a decisão liminar do STF até hoje não foi executada, conforme será detalhado
posteriormente na seção II.2, pois, frente à falta de especificidade da decisão quanto à sua execução, as
partes se depararam com dificuldades operacionais e não chegaram a um acordo, em decorrência da
proibição regulatória de a Comgás operar dutos de transporte e de alegação da Petrobras de que a
Comgás não estaria disposta a construir duto de distribuição até a planta da GásLocal. Dessa forma,
enquanto as distribuidoras de GNC e de gás canalizado se submetem à regulação técnica federal e
tarifária estadual, a GásLocal se submete apenas à regulação técnica federal, sem regulação econômica
estadual. Isso permite ao Consórcio Gemini operar dentro de um vazio regulatório quanto à tarifa,
com as seguintes consequências concorrenciais:
i. A GásLocal não paga margem de distribuição regulada à distribuidora de gás canalizado (no caso,
a Comgás), ao contrário das empresas de GNC;
ii. A White Martins não é obrigada a submeter um contrato de fornecimento de gás para aprovação
da reguladora estadual, ao contrário das concessionárias, o que permite a existência de um contrato
próprio, livre e distinto – o Anexo 6 do Acordo Operativo do Consórcio (“Anexo 6”, cujas
condições contratuais serão analisadas em mais detalhes no tópico “c.” adiante);
iii. O custo de gás pago pelo Consórcio Gemini à Petrobrás é livre e confidencial, enquanto o preço de
fornecimento das demais distribuidoras é público e fixado (no caso do GNC, pago à
concessionária local) ou aprovado (no caso do gás canalizado à Petrobrás) pela regulação, o que
enseja assimetria de informação e de condições de contratação em favor do Consórcio;
iv. A reguladora estadual (no caso, a Arsesp) não consegue fazer o planejamento tarifário mais
eficiente considerando a dinâmica dos modais de distribuição (v. seção II.1.1.1 anterior), de modo
a otimizar os recursos e as externalidades associadas à chegada de gás natural às localidades,
especialmente na forma canalizada (v. seção II.1.1.4, especialmente tópico “b.” daquela seção).
53. Frente a essas considerações, a SG entende que existe atualmente vazio regulatório de tarifa e
condições de contratação vivenciado pelo Consórcio Gemini, o que constitui indício inicial da
presença de assimetrias competitivas propícias para a prática de tratamento discriminatório.
b. Elementos do AC Gemini: incentivos à discriminação e suspensão das restrições do Cade
54. O AC Gemini consiste na formação do Consórcio Gemini e constituição da empresa GásLocal, joint
venture entre White Martins (com 60% do capital social) e Petrobras (40%). No projeto do Consórcio,
cumpre à Petrobras o fornecimento de gás natural, à White Martins a liquefação desse gás, na planta de
liquefação instalada em Paulínia, SP, e à GásLocal a comercialização e distribuição do gás liquefeito no
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modal GNL.
55. Na instrução do AC Gemini, verificou­se que o gás natural fornecido pela Petrobras no âmbito do
Consórcio já teria sido pago pelas distribuidoras de gás canalizado, entretanto não teria sido
utilizado, em decorrência de cláusulas de take­or­pay nos contratos entre a Petrobras e as distribuidoras.
Desse modo, o gás fornecido como aporte ao Consórcio constitui uma “sobra” que é gratuita à Petrobras,
tendo custo de oportunidade zero ou próximo a zero.[38] No julgamento do AC, em 26 de abril de 2006,
o Cade entendeu que isso poderia significar incentivo à empresa para fornecer esse gás a custo
subsidiado ao Consórcio, visto que a integração vertical (capital social da GásLocal e participação nos
resultados do Consócio) lhe confere parte das receitas com a venda final do gás.
56. Em virtude dessas observações, o Cade entendeu, quando do julgamento do AC, haver incentivos à
discriminação anticompetitiva advindos da integração vertical entre a Petrobras e o Consórcio Gemini.
Assim, com vistas a endereçar tal preocupação, o Cade impôs algumas restrições à aprovação daquele
AC, sendo a principal delas a obrigação de dar publicidade ao Anexo 6, às demonstrações contábeis da
GásLocal e aos contratos entre a GásLocal e suas clientes finais. Com isso, esperava­se que os rivais
não­integrados do Consórcio, assim como as autoridades regulatórias do setor, pudessem observar o
custo do gás pago pelo Consórcio e, se fosse o caso, reportar alguma aparente discriminação
anticompetitiva. Dessa forma, tal restrição, embora não tivesse o condão de alterar a estrutura de
incentivos voltada à discriminação anticompetitiva, propiciaria ao menos um controle do próprio
mercado sobre a atuação do Consórcio.
57. Entretanto, a decisão do Cade foi judicializada e as restrições de publicidade foram suspensas
judicialmente em 29 de janeiro de 2007.[39] Dessa forma, no julgamento de instauração do presente
processo, em 6 de dezembro de 2013, o Cade entendeu que sua decisão no AC havia se tornado ineficaz
para endereçar as preocupações então levantadas, tendo sido restabelecidos os incentivos para
discriminação anticompetitiva causados pelo Consórcio Gemini, situação que perdura até hoje. De
fato, tais preocupações ensejaram não somente a instauração do presente processo, como também a
reabertura do AC Gemini, a fim de avaliar a necessidade de revisão da decisão que aprovou com
restrições o AC Gemini. Vale ressaltar que a própria decisão judicial que suspendeu parcialmente a
decisão do Cade no AC consignou que ficaria, “porém, facultado a tal órgão [o Cade] que tome outra
decisão em seu lugar, dentro do princípio da razoabilidade”.[40]
58. A SG entende que tais incentivos, aliados aos fatos relatados no tópico “a.” acima, constituem indícios
que reforçam a verossimilhança das alegações da Comgás em sede de medida preventiva. Não obstante,
embora o Cade tenha identificado a existência de incentivos e condições propícias à discriminação, isso
por si só não evidencia que a prática esteja, de fato, ocorrendo. Passa­se a relatar os indícios colhidos no
sentido de apurar a existência ou não de discriminação.
c. Anexo 6 e as condições de fornecimento ao Consórcio Gemini
59. O Anexo 6, firmado em 22 de outubro de 2004, é o instrumento contratual que rege as regras de aporte
de contribuições in natura ao Consórcio e de posterior remuneração às consorciadas. Em outras palavras,
é o documento que determina o custo e reajuste do fornecimento de gás natural da Petrobras ao
Consórcio, bem como a remuneração adicional (ou prejuízo) que a Petrobras receberá em razão dos
resultados financeiros do Consórcio. Simetricamente, o Anexo 6 fixa também o custo e remuneração da
liquefação feita pela White Martins e da comercialização e distribuição feita pela GásLocal. A
remuneração de cada consorciada é feita segundo um plano de contas, com determinadas contas cujo
saldo é revertido a uma das três empresas.
60. Segundo a Representante, tal instrumento é fundamentalmente discriminatório quanto às regras de aporte
e remuneração de gás natural, pois:
[41] (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)
61. O próprio Anexo 6 apresentado pelas Requerentes nos autos do AC Gemini fornece prova dessa
afirmação. Em sede de análise de urgência, a partir das afirmações da Arsesp e das partes – e conforme
ficará mais claro no decorrer da presente Nota Técnica –, a SG entende haver indícios suficientes de que
algumas dessas condições são bastante relevantes, em especial as condições de take­or­pay e ship­or­pay
(que nos contratos da Comgás com a Petrobras correspondem a 80% anual e 60% mensal, conforme
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último aditivo ao contrato NPP, v. SEI nº 0047528), de moeda de precificação (que nos contratos com a
Comgás é o dólar, adicionando o risco cambial ao contrato), de reajuste (sendo o IGPM um índice mais
estável que a cesta de óleos presente nos contratos com a Comgás) e a duração do contrato (que pode
deixar a distribuidora com menor poder de barganha frente à fornecedora, a depender do termo final de
seus contratos).
62. Assim, a SG entende que o conjunto dessas condições contratuais afetam de maneira significativa o
risco e o valor econômico dos contratos, o que constitui indício de vantagem concorrencial ao
Consórcio Gemini em relação à Comgás e às demais distribuidoras.
d. Pareceres da FA Consultoria e da Arsesp e Nota Técnica do DEE/CADE
63. Para averiguar a existência de discriminação no custo do gás natural, é preciso conhecer o custo de
fornecimento ao Consórcio Gemini e compará­lo ao preço de fornecimento à Comgás. Existem nos autos
três estimativas da diferença entre esses dois valores: a da FA Consultoria, a da Arsesp e a do
Departamento de Estudos Econômicos do Cade – DEE/CADE. O presente tópico descreve brevemente o
método e os resultados de tais estimativas.
64. A Associação Brasileira dos Distribuidores de Gás Natural Comprimido – ABGNC apresentou
manifestação nos autos do presente processo alegando que algumas de suas associadas estariam
perdendo clientes para a GásLocal dentro do raio de 200 km de suas respectivas plantas (fls. 53, 69 e 76,
autos de acesso restrito ao SBDC – SEI nº 0001757), o que seria incondizente com a dinâmica de
mercado relatada na seção II.1.1.1, dado que a Representada fornece GNL, em regra menos competitivo
que o GNC dentro desse raio. Para a ABGNC, tal fato poderia ser explicado pela conduta ora
investigada, o que a motivou a encomendar parecer econômico da FA Consultoria avaliando o custo do
gás natural fornecido pela Petrobras ao Consórcio Gemini (versão pública em SEI nº 0040617 e versão
confidencial às fls. 51­76, autos de acesso restrito ao SBDC – SEI nº 0001757).
65. Visto que a obrigação de publicidade do custo do gás ao Consórcio foi suspensa por via judicial (ver
tópico “b.” anterior) e que, portanto, a FA Consultoria não teve acesso ao custo do gás fornecido ao
Consórcio, empregou­se método de “engenharia reversa” para fazer uma estimativa. Com isso, estimou­
se o custo a que o gás deveria estar sendo fornecido ao Consórcio para que a GásLocal pudesse fazer
preço semelhante ao do GNC no raio de 200km, considerando a estrutura de custos das associadas da
ABGNC e a estrutura de custos do GNL dada por Perrut (2005).[42] Em síntese, os resultados do
parecer permitem concluir que, “para que o Gemini possa estar operando com clientes localizados a
menos de 200km das plantas de Gás Natural Comprimido, a Petrobras tem que estar cobrando preços
subsidiados do Consórcio, inferiores aos que a empresa cobra dos seus outros clientes como a Comgás,
por exemplo, o que configura discriminação de preços visando incrementar os custos dos rivais do
Gemini.” (SEI nº 0040617, p. 24) Dados diferentes pressupostos, a diferença mínima encontrada foi de
32,4% e a máxima foi de 61%.[43]
66. Tais resultados vão na mesma linha das conclusões de estudo elaborado pela Arsesp nos autos. Por força
das restrições impostas pelo Cade à aprovação do AC Gemini, a Arsesp tem acesso integral aos autos
confidenciais do AC, o que inclui as informações de custos de referência do Anexo 6 e contratos da
GásLocal com suas clientes finais. Dessa forma, a Arsesp pode construir o custo de gás ao Consórcio de
maneira direta, sem necessidade de estimação por engenharia reversa. Em resposta a solicitação do Cade
(Ofício nº 3279/2014/CADE), a Arsesp apresentou o Ofício P/0129/2014 (fls. 85­97 dos autos de acesso
restrito Cade e Requerentes no AC Gemini), no qual calculou o custo de gás fixado no Anexo 6 e suas
cláusulas de reajuste e o preço final a clientes da GásLocal. Como resultado, a Arsesp relata que:
i. No início do Consórcio, o custo de gás era apenas ligeiramente inferior ao preço de fornecimento à
Comgás. Entretanto, as cláusulas de reajuste e precificação fizeram com que o custo de gás ao
Consórcio ficasse significativamente inferior. Para o mês de novembro de 2013, a Arsesp estimou
que o preço de fornecimento à Comgás por meio do contrato TCQ era (ACESSO RESTRITO
CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) superior ao valor praticado pela
Petrobras ao Consórcio Gemini – o que se traduz em aprox. (ACESSO RESTRITO CADE,
PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) considerando todos os contratos de
fornecimento da Comgás.[44] A evolução dos valores pode ser vista no gráfico 5 reproduzido
abaixo;
ii. Ao analisar os preços às clientes finais da GásLocal nos contratos então disponíveis nos autos,
verificou­se que são superiores à tarifa que deveria ser cobrada pela Comgás às mesmas clientes.
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Entretanto, tais contratos possuem cláusulas de take­or­pay, muito embora a White Martins não
possua esse tipo de cláusula com a Petrobras no âmbito do Consórcio. Nesse âmbito, há evidências
de que o gás que o Consócio recebe equivale à sobra do take­or­pay das empresas cujo contrato
prevê essa condição, com econômico próximo a zero. Tais fatos constituiriam vantagem sobre as
demais distribuidoras;
iii. As demais condições do Anexo 6 são discriminatórias, conforme colocado pela Comgás (v. tópico
“c.” acima);
iv. O bypass regulatório existe e permite ao Consórcio auferir vantagens competitivas irregulares (v.
tópico “a.” acima).
Gráfico 5 – Evolução do custo de gás ao Consórcio em relação ao preço de fornecimento à Comgás (contrato
TCQ)*
(ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)
*Linha de cima, com maior variação: contrato TCQ
Linha de baixo, com menor variação: Anexo 6
Fonte: Arsesp, fl. 91, autos de acesso restrito Cade e Requerentes no AC Gemini. Elaborado a partir de
informações das Representadas.
67. A avaliação da Arsesp permite a comprovação de que as condições estabelecidas no Anexo 6 são
discriminatórias em pelo menos dois sentidos: (i) fixando­se um fornecimento de gás mais barato para o
Gemini e (ii) permitindo­se que essa diferença aumentasse significativamente ao longo do tempo por
meio de cláusulas discriminatórias de câmbio e reajuste, que também acarretam maior incerteza aos
contratos da Comgás em relação ao Anexo 6.
68. Em vista do caráter técnico dos pareceres da Arsesp e da FA Consultoria, a SG remeteu os autos ao
DEE/CADE (Memorando nº 220/2015/CGAA4/SGA1/SG/CADE, SEI nº 0034116) solicitando
manifestação acerca do método adotado em cada um dos estudos. Em resposta, foi elaborada a Nota
Técnica nº 10/2015/DEE/CADE (SEI nº 0037787), na qual o DEE/CADE confirma a razoabilidade dos
pressupostos de cada um desses pareceres, valida os cálculos realizados e afirma que suas respectivas
conclusões “encontram respaldo nos elementos de análise evidenciados [...], de tal forma que [...]
consideramos como suficiente para caracterizar indícios econômicos de práticas restritivas no mercado
de gás natural em benefício do Consórcio Gemini.”
69. O DEE/CADE realizou, ainda, análise quantitativa própria para tentar identificar tratamento
discriminatório, utilizando o método de dados em painel (panel data).[45] No estudo, foram
consideradas as variáveis “distribuidor”, “modalidade”, “regra de precificação” e “período de tempo”,
com vistas a explicar a variável dependente “preço de fornecimento ao Consórcio Gemini e às
distribuidoras do estado de São Paulo”. Como resultado, o DEE/CADE encontrou, em seu modelo mais
robusto, que os preços de aquisição do gás natural pelo Consórcio Gemini são (ACESSO RESTRITO
CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) inferiores aos preços NPP praticados à
Comgás.[46] Tal resultado “é bastante semelhante ao sobrepreço Comgás/Gemini apurado pela
consultoria Fagundes e Associados [FA Consultoria] [...]: 36,1% (para 5% de margem Gemini e
distância de até 200km). Também há notável proximidade com relação aos sobrepreços gerados a partir
das estimativas da Arsesp [...]: entre [ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE
MARTINS E GÁSLOCAL].” (SEI nº 0037787)
70. Em síntese, a SG entende que os pareceres relatados acima trouxeram indícios robustos da
existência de discriminação, tanto no custo do gás quanto nas demais condições contratuais, a partir das
análises: (i) do Anexo 6 (Arsesp), (ii) de estimativa por “engenharia reversa” (FA Consultoria) – ambos
validados pelo DEE/CADE –, e (iii) de estimativa segundo modelo de dados em painel (DEE/CADE).
e. Parecer da Edgar Pereira & Associados
71. Se, por um lado, a análise do Anexo 6 e a “engenharia reversa” relatadas no tópico anterior fornecem
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indícios robustos da existência de discriminação, por outro, tais métodos não levam em consideração as
efetivas transferências financeiras entre Petrobras e GásLocal a título de remuneração pelo aporte de gás
ao Consórcio Gemini. Nesse sentido, a Representada White Martins trouxe aos autos parecer
encomendado à Edgar Pereira & Associados (SEI nº 0043372, versão de acesso restrito Cade, Petrobras,
White Martins e GásLocal e nº 0043369), em que elucida esse aspecto e traz outras considerações.
72. Inicialmente, o parecer critica os pressupostos de custo da GásLocal tomados pela FA Consultoria,
afirmando, em síntese, que:
i. A capacidade da planta da GásLocal é de (ACESSO RESTRITO CADE E WHITE
MARTINS), em vez de 333.000 m³/dia;
ii. A planta da GásLocal precisa parar por (ACESSO RESTRITO CADE E WHITE MARTINS),
em vez de 96 dias ao ano;
iii. (ACESSO RESTRITO CADE E WHITE MARTINS), o que lhe permite obter margens de
lucro mais baixas para conquistar clientes do GNC;
iv. O estudo da FA Consultoria utiliza hipóteses de Perrut (2005) apenas para o GNL, mas para o
GNC utiliza hipóteses mais brandas;
v. O estudo da FA teria tomado premissas de preço final da GásLocal muito menores que o valor real
– R$ 1,19/m³ contra média de (ACESSO RESTRITO CADE E WHITE MARTINS);
vi. O GNL poderia ser lucrativo a distâncias menores de 200 km da planta de liquefação, o que
comprovaria sua viabilidade econômica.
73. Apesar de tais críticas, a Edgar Pereira & Associados não apresentou estimativa própria do preço relativo
de GNL em comparação ao GNC, o inviabiliza a comparação para fins de visualização de mercado
relevante e da complementariedade geográfica dos modais de distribuição. Além disso, a alegação de
que o GNL também pode ser lucrativo a menos de 200 km da planta de liquefação não altera as
conclusões da seção II.1.1.1, pois a definição da área de atuação de GNL e GNC não se baseia em
viabilidade econômica absoluta, mas sim na competitividade relativa entre os dois modais, de modo que
a constatação de que ambos são lucrativos dentro de 200 km não obstrui o fato de que um deles será
mais competitivo que o outro. Por fim, não foram feitas críticas ao método de Perrut (2005) ou de
Bendezú (2009),[47] estudos que estabelecem o raio de 200~300 km como área típica do GNC. Portanto,
apesar das críticas de método apresentadas por Edgar Pereira & Associados, não foi possível obter, em
sede de análise de urgência, indícios de que o GNL seja mais competitivo que o GNC em distâncias
abaixo de 200 km em condições normais de mercado, ainda que haja margem para competição dentro da
faixa de aprox. 200~300 km (baseada nas taxas de retorno, eficiência relativa de cada planta e outros
fatores, conforme exposto na seção II.1.1.1).
74. Para além das críticas às premissas da FA Consultoria, o parecer de Edgar Pereira & Associados traz,
ainda, informações a respeito do preço da GásLocal a suas clientes finais. Segundo o documento, ainda
que se considere todos os modais de distribuição como um único mercado relevante, não haveria prática
de preços predatórios por parte da GásLocal, pois “[o]s preços praticados pelo CONSÓRCIO nas
vendas de GNL não são sistematicamente inferiores aos preços­máximos autorizados pela Arsesp para a
venda do gás natural pela COMGÁS” (p. 25, SEI nº 0043369, negrito original, itálico/sublinhado
adicionado).
75. É preciso enfatizar aqui o uso da palavra “sistematicamente”. Conforme colocado na seção II.1.1.1, uma
vez instalado o duto, não existe possibilidade de competição entre GNL e gás natural canalizado na
distribuição, visto que o gás canalizado deveria ser, em regra, significativamente mais barato. Para
revisar esse ponto, uma planta de GNL precisa incorrer em altíssimos custos de liquefação, frete, seguro,
pedágio, armazenagem e regaseificação, com perdas entre 10% a 15% do volume de gás original,
enquanto na distribuição canalizada o gás simplesmente flui desobstruído através de dutos até a pessoa
consumidora, com perdas de 1% a 2%.[48] Em razão desses custos, as próprias Representadas Petrobras
e White Martins, no AC Gemini, estimaram que o preço final do GNL seria cerca de (ACESSO
RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) superior ao do gás
canalizado.[49] Desse modo, não basta que o preço final do GNL não seja sistematicamente inferior ao
preço do gás canalizado para evidenciar ausência de subsídio: para que reflita integralmente os
componentes de sua estrutura de custos, é de se esperar que o preço final do GNL seja sistemática e
substancialmente superior ao preço final do gás canalizado. Depreende­se, portanto, que a conclusão
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de Edgar Pereira & Associados é, na verdade, um indício robusto da presença de discriminação no
fornecimento de gás ao Consórcio Gemini.
76. De fato, o parecer de Edgar Pereira & Associados traz mais um dado que comprova a existência de
discriminação: o valor efetivamente praticado pela GásLocal a título de remuneração pelo aporte de gás
natural da Petrobras ao Consórcio Gemini. Até o protocolo desse parecer, seria de se pensar que essa
remuneração seguia o custo fixado no Anexo 6 e demais cláusulas de reajuste.[50] Frise­se que o custo
fixado pelo Anexo 6 já havia sido considerado discriminatório pela Arsesp, em parecer com
metodologia validada pelo DEE (tópico “d.” anterior). Entretanto, conforme esclareceu a Edgar Pereira
& Associados, as empresas do Consórcio Gemini não vêm mais aplicando o valor definido no
Anexo 6, (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)
Gráfico 6 – Evolução do custo do gás natural nas transferências realizadas pela Petrobras para o Consórcio
Gemini e do previsto no Anexo 6
(ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)
Fonte: Edgar Pereira & Associados, versão confidencial, p. 26 (SEI nº 0043372)
77. Visto que tais dados foram protocolados pela própria Representada White Martins, em parecer por ela
encomendado apresentando informações internas, a SG considera que tal elemento constitui confissão
quanto à prática de discriminação alegada pela Representante, especialmente tendo­se em conta que o
custo do Anexo 6 já havia sido reputado discriminatório pelo parecer da Arsesp, com método validado
pelo DEE/CADE. Assim, conclui­se que há indícios suficientes, em sede de análise de urgência, da
existência de tratamento discriminatório.
f. Pareceres da SDE, da ProCADE e do MPF
78. As peças de defesa protocoladas pelas Representadas desde a instauração do presente processo apontam
como indício da ausência de discriminação os pareceres que haviam sido elaborados pela Secretaria de
Direito Econômico do Ministério da Justiça (SDE), pela Procuradoria Federal Especializada junto ao
Cade (ProCADE) e pelo Ministério Público Federal (MPF) no presente processo, quando da fase de
Averiguação Preliminar e antes da instauração de Processo Administrativo (v. relatório, seção I). Os
documentos identificaram, em síntese, que o saldo da Conta Gráfica de Gás (“CGG”) havia sido
integralmente zerado e que, portanto, não haveria indícios de infração à ordem econômica.
Recomendaram, portanto, o arquivamento do feito ainda na fase de Averiguação Preliminar.
79. A CGG é parte do sistema de contas do Anexo 6, documento que define as regras de remuneração de
cada consorciada. Segundo o acordo, o aporte de gás natural por parte da Petrobras deveria ser
remunerado por meio de duas contas principais, a Conta de Custo de Gás (“CCG”) e a Conta de
Transporte de Gás (“CTG”), associadas a outras contas de variação cambial. O Anexo 6 prevê que os
prejuízos do Consórcio poderiam provisoriamente deixar de remunerar a Petrobras, sendo computados
na CGG para adimplemento futuro. Em resumo, a CGG permitiria ao Consórcio deixar de remunerar
integralmente a Petrobras pelo aporte de gás por um período de tempo. Dessa forma, caso existisse
algum saldo na CGG, o gás não estaria sendo devidamente remunerado, o que constituiria indício de
discriminação.
80. Apesar de a CGG ter sido integralmente saldada segundo os pareceres da SDE, da ProCADE e do MPF,
insta observar que tal argumento já foi analisado quando da instauração do presente Processo
Administrativo, em decisão final que foi fundamentadamente contrária a estas manifestações opinativas:
[...] ainda foram identificados vários outros indícios de conduta anticoncorrencial, que acabaram sendo
ignorados pela análise empreendida pela SDE, ProCADE e MPF, as quais acabaram sendo muito
apressadas, diante da complexidade que o caso envolve.
A SDE, por exemplo, reconheceu expressamente em seu parecer que, entre 2007 a 2008, o gás recebido
pelo Consórcio não foi remunerado, situação que se reverteu após janeiro de 2008. Tal situação já seria,
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por si só, importante indício das condutas anticompetitivas ora descritas.
Por outro lado, a simples remuneração da CGG não reflete toda a cadeia de formação dos custos, bem
como as condições em que o gás estaria sendo fornecido tanto ao Consórcio quanto aos demais
concorrentes não relacionados verticalmente com a Petrobras. Isso significa que a mera remuneração da
CGG não diz nada sobre se houve ou não o favorecimento indevido do Consórcio em relação aos demais
concorrentes.
A CGG apresenta tão somente o saldo gerado pelos prejuízos decorrentes de receitas não suficientes para
remunerar a Conta de Custo de Transporte de Gás e a Conta de Custo de Gás. A partir do momento que a
CGG é totalmente remunerada, nada se sabe sobre as receitas de fato auferidas por cada empresa
participante do Consórcio, e, consequentemente, não se sabe como essa receita foi gerada. A intenção do
Anexo 6 era tão somente a de deixar claro que um saldo nulo da CGG indicaria que as empresas
trabalham com o Custo de Transporte de Gás e o Custo do Gás próximo de zero. Ou seja, qualquer análise
feita somente a partir deste cenário se mostra insuficiente porque considera apenas o lado dos custos e
não das receitas auferidas.
(Voto da Conselheira Relatora Ana Frazão, fl. 1595, autos públicos.)
81. Em resposta (fls. 1721­1722), as Representadas reproduziram o argumento do referido parecer da SDE
de que seria natural que, no início, o investimento poderia trazer prejuízo e, portanto, a CGG não seria
integralmente saldada. Porém, conforme o investimento desse retorno, a CGG seria saldada, como
ocorreu em 2008. Tendo em vista que essa afirmação já estava contida no parecer original da SDE, a SG
entende que já foi analisada pelo Plenário do Cade por meio do trecho acima. Não foi exposto outro
contra­argumento às críticas de método trazidas acima, tampouco fato novo que pudesse fundamentar
uma reavaliação da insuficiência dos pareceres da SDE, da ProCADE e do MPF, conforme já analisado
pelo Plenário do Cade.
82. Em verdade, os pareceres da Arsesp e da Edgar Pereira & Associados, descritos nos tópicos “d.” e “e.”
anteriores, trouxeram novos indícios que reforçam as conclusões do Plenário. Conforme se depreende do
trecho citado, o método dos pareceres da SDE, ProCADE e do MPF consistiu tão­somente na análise do
saldo da Conta Gráfica de Gás (“CGG”). Entretanto, o parecer da Arsesp concluiu que o custo de gás
natural do Anexo 6[51] já é, por si só, discriminatório, sem levar em consideração os eventuais valores
computados na CGG. Trata­se de indício de que o tratamento estipulado pelo Anexo 6 é discriminatório
independentemente de a CGG estar saldada ou não.
83. Por sua vez, o parecer da Edgar Pereira & Associados traz a informação de que o custo inicialmente
previsto pelo Anexo 6 não está sendo praticado desde 2010. Em seu lugar, (ACESSO RESTRITO
CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL), com o objetivo explícito de deixar
saldada a CGG, o que corrobora o argumento da Conselheira Ana Frazão de que a análise da CGG não
é capaz de identificar essa prática.
84. Em conclusão, a SG entende que os tópicos “a.” a “f.” da presente seção evidenciam a existência de
indícios robustos de discriminação quanto ao custo do gás e outras condições de contratação.
2.1.1.3.
Indícios da ausência de justificativa legítima para a discriminação
85. Conforme colocado na introdução da presente seção II.1.1, a discriminação não é prática anticompetitiva
per se, devendo estar associada, entre outros, à falta de justificativa econômica legítima.
86. Inicialmente, cumpre observar que em nenhum momento o Tribunal do Cade vislumbrou justificativa
legítima para eventual discriminação no valor do gás natural fornecido ao Consórcio. Pelo contrário, foi
justamente a preocupação com os incentivos à prática de subsídio cruzado advindos da formação do
Consórcio que levou o Tribunal a julgar pertinente a imposição de restrições à aprovação do AC Gemini.
[52] No mesmo sentido, a reabertura daquele AC considerou os riscos de isso estar ocorrendo na
ausência de efetividade das restrições impostas pelo Cade.
87. Seria possível cogitar que o custo privilegiado do gás natural poderia restar legitimado caso existissem
condições de contratação mais onerosas, determinando maior risco ou ônus para as Representadas White
Martins e GásLocal no aporte de gás ao Consórcio em relação ao fornecimento às demais distribuidoras
(e, evidentemente, não a ponto de ensejar um subsídio cruzado). Entretanto, conforme exposto no tópico
“c.” da seção II.1.1.2 anterior, não foi observada condição de contratação desfavorável ao Consórcio que
possa justificar custo subsidiado pelo aporte de gás. Em verdade, tem­se a situação contrária: em
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condições normais de mercado, seria de se esperar que as condições de contratação significativamente
privilegiadas do Anexo 6 fizessem com que o aporte de gás ao Consórcio Gemini fosse valorado a custo
superior em relação ao fornecimento às demais distribuidoras – sobre as quais recai, ao contrário do
Gemini, o risco das variações cambiais, do reajuste da cesta de óleos, das variações de demanda (take­
or­pay e ship­or­pay), da escala contratada, da duração contratual etc.
88. Depois da instauração do presente processo, as Representadas trouxeram em suas peças de defesa[53] o
argumento de que toda a análise dos pareceres da Arsesp, da FA Consultoria e do DEE/CADE estaria
equivocada porque não existe preço de fornecimento de gás natural no âmbito do Consórcio Gemini. Em
vez disso, existe um aporte de gás in natura, de natureza societária, feito a título de contrapartida no
Consórcio, assim como subsequente remuneração pós­resultados devida a cada Consorciada, em
decorrência de sua respectiva contrapartida ao Consórcio e de sua parcela no retorno do investimento.
[54]
89. A SG entende que tais afirmações estão corretas do ponto de vista jurídico, isto é, analisando­se
estritamente a nomenclatura jurídica dos instrumentos contratuais que permitem a remuneração da
transferência de gás natural. Entretanto, entende­se, ainda, que isso não elide o fato econômico
discriminatório subjacente à natureza jurídica de tais contratos. Em outras palavras, o fato de a
remuneração da Petrobras não ser juridicamente chamada pelo nome de “preço” no âmbito do Consórcio
Gemini, mas sim “custo”, não significa que sua remuneração pecuniária não possa ser passível de análise
enquanto custo econômico com consequências concorrenciais, da mesma forma que um “preço”. Por
consequência, a diferença de nomenclatura para fins de natureza jurídica não invalida todas as análises
essencialmente econômicas formuladas nos pareceres e demais peças dos autos, como argumentam as
Representadas. Se assim não fosse, seria fácil para qualquer agente econômico praticar discriminações
anticompetitivas e ilegais meramente alterando a nomenclatura jurídica de suas prestações e
contraprestações.
90. Neste caso, do contrário, a forma jurídica prevista na relação do Consórcio, na realidade, aumenta a
possibilidade de que haja discriminação e de que isso seja de mais difícil detecção. A ausência de divisão
é tamanha que é possível praticar custo discriminatório/subsidiado, maquiando­o ao mesmo tempo. É o
oposto do que se costuma fazer regulatoriamente em relações verticais com risco discriminatório:
separação jurídica, contábil etc.
91. Lembre­se que o Anexo 6 traz explicitamente, porém, o custo de gás a ser revertido à Petrobras, que é o
fato econômico relevante.[55] Traz, ainda, as condições de reajuste, a previsão de desconto das perdas e
consumo no processo de produção, a ausência de take­or­pay e ship­or­pay etc. Tais cláusulas foram
livremente deliberadas pelas Representadas e suas implicações econômicas poderiam ter sido alteradas
com fundamento jurídico na lei, a depender exclusivamente da vontade das partes, com vistas a evitar a
discriminação econômica praticada. A conformação jurídica dos acordos que estipulam fatos
concorrencialmente relevantes não pode ser utilizada para blindar a análise antitruste de tais acordos, sob
pena de descaracterização da própria análise antitruste. Ademais, o custo já discriminatório previsto no
Anexo 6 não está sendo seguido, conforme confessado pela White Martins (v. tópico “e.” da seção
II.1.1.2 acima), o que não encontra nenhum respaldo jurídico nos instrumentos contratuais e constitui
outro fato econômico relevante. Dessa forma, a SG considera que o argumento de nomenclatura jurídica
das Representadas não fornece justificativa econômica legítima para a discriminação, tampouco legal.
92. As Representadas colocam também que a remuneração pelo gás seria igual a toda a remuneração da
Petrobras no Consórcio e, portanto, variável: se o Consórcio desse retornos positivos, a remuneração do
gás seria mais alta. Entretanto, não é isso que se encontra no Anexo 6, documento que, conforme
colocado acima, discrimina explicitamente um custo fixo de referência a título de remuneração pelo
aporte de gás.
93. Na petição SEI nº 0035957, as Representadas Petrobras e GásLocal oferecem, ainda, justificativas para
condições contratuais específicas, mais especificamente as cláusulas relativas (i) à compensação por
perdas e consumo interno e (ii) à moeda de precificação e aos critérios de cálculo de reajuste contratual.
94. Como justificativa para a cláusula que determina a compensação, por parte da Petrobras, de perdas e
consumo interno de gás no processo de liquefação, transporte, armazenagem e regaseificação – que
segundo a Representante seria responsável por uma redução de no mínimo 10% no custo do gás (fl.
1378)[56] – as Representadas alegam o seguinte:
[...] veja­se a racionalidade do Consórcio: dois agentes constituem uma joint venture em que um aporta a
tecnologia de liquefação e o outro o gás natural. Existirá uma perda no processo, e essa ineficiência
comparativa em relação ao gás canalizado deverá ser suportada de alguma forma.
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[...]
Sob essa perspectiva, ao contrário de caracterizar evidência de conduta anticompetitiva, o desconto
previsto no Acordo Operativo do consórcio tem como objetivo “to level the playing field”, colocando­o
em pé de igualdade de condições competitivas com aqueles que não têm os custos adicionais.
(SEI nº 0035957, p. 6)
95. No entender da SG, a justificativa fornecida não procede do ponto de vista econômico. Em primeiro
lugar, o trecho acima confirma a intenção das Representadas de tentar aumentar artificialmente a
competitividade do GNL frente às outras formas de distribuição, em especial a canalizada, o que não é
compatível com os custos reais desse modal e tem o condão de afetar de maneira anticompetitiva a
complementariedade entre os modais de distribuição (descrita na seção II.1.1.1 acima). Em segundo
lugar, o processo de distribuição por dutos também acarreta perdas – embora consideravelmente menores
–, mas nos contratos de fornecimento da Petrobras com as distribuidoras não existem previsões
semelhantes. Por fim, as perdas do GNL são decorrência direta do processo produtivo desse modal,
assim como as do GNC e da distribuição canalizada. Em outras palavras, as perdas constituem
característica própria da firma, de sua tecnologia de produção, em comparação a outras firmas com
tecnologias diferentes. Não há sentido econômico a priori no fato de a fornecedora, a montante, arcar
com custos inerentes a essa tecnologia, que recaem sobre a adquirente, a jusante. A ausência de
racionalidade econômica legítima fica mais evidente considerando o objetivo colocado pelas
Representadas, de conferir competitividade frente ao gás canalizado.
96. Já como justificativa para as cláusulas que determinam a adoção do real como moeda de precificação, no
lugar do dólar estadunidense, e do IGPM como índice de reajuste, no lugar da cesta de óleos, as
Representadas colocam que isso não constituiria indício de discriminação, uma vez que as condições de
mercado poderiam ser mais benéficas tanto para um quanto para outro contrato, dependendo
exclusivamente da conjuntura econômica. Embora seja verdadeira essa afirmação, a SG entende que há
de se considerar os seguintes fatores adicionais:
i. A cesta de combustíveis não reflete integralmente o mercado de gás natural, mas sim de outros
combustíveis, trazendo risco adicional ao contrato das distribuidoras alheio ao seu setor
econômico. O preço do petróleo e outros combustíveis é sabidamente um índice bastante volátil,
fortemente dependente de variáveis tais como o cenário geopolítico, o desenvolvimento de
tecnologias no setor etc. Portanto, a cesta de combustíveis apresenta oscilações muito maiores que
o IGPM;
ii. Enquanto o real não oscila internamente, o preço em moeda estrangeira pode apresentar variações
significativas, estando associado a uma modalidade específica de incerteza denominada risco
cambial.
97. Dessa forma, a SG entende que as cláusulas de reajuste e precificação também são mais favoráveis à
GásLocal em relação às demais distribuidoras em razão de apresentarem menor risco e volatilidade.[57]
98. Uma última justificativa para o tratamento discriminatório foi dada no parecer de Edgar Pereira &
Associados, protocolado pelas Representada White Martins. No tópico “e.” da seção II.1.1.2 acima,
expôs­se que o custo de fornecimento de gás ao Consórcio Gemini não está seguindo o Anexo 6,
(ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)
99. Depreende­se dos trechos acima que a Petrobras passou a praticar fornecimento de gás natural a custo
ainda mais discriminatório que o estipulado pelo Anexo 6 ao Consórcio Gemini com o objetivo de
manter as vendas do Consórcio e evitar o acúmulo da CGG, por meio de preço final subsidiado. Ou
seja, a discriminação no custo do insumo está sendo confessamente utilizada pelas Representadas para
elevar artificialmente a competitividade do preço final do GNL frente aos outros modais de distribuição
e também aos combustíveis substitutos. Embora tal justificativa seja de fato econômica, não pode ser
considerada legítima pelo direito antitruste. Ainda, a confissão do dolo fornece indício da disposição e
capacidade das Representadas de manipular o preço do insumo em diferentes conjunturas de mercado
visando à conduta exclusionária. Frente a isso, a SG entende que a confissão de dolo por parte da
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Representada reforça a ausência de justificativa econômica legítima para a prática. Não podem as
Representadas, em um mercado não regulado do ponto de vista tarifário (GNL, v. seção II.1.1.2, tópico
“a”), adotarem elas mesmas, de livre iniciativa, um sistema de subsídios cruzados para pretensamente
viabilizar/melhorar seu próprio negócio, como se fosse função delas regular o equilíbrio do mercado de
gás (e, ao final, gerando, na verdade, desequilíbrio).
100. Pelos motivos expostos, a SG entende que não foi possível identificar, em sede de análise de pedido
de medida preventiva, indícios de justificativa econômica legítima para a conduta investigada.
Entende, ainda, que foram encontrados indícios robustos de justificativas ilegítimas, inclusive com
confissão da intenção de obter o resultado discriminatório.
2.1.1.4.
Indícios da existência de dano
101. Conforme colocado na introdução da presente seção II.1.1 , para que uma conduta discriminatória seja
considerada infração à ordem econômica, é necessário que cause, ainda, algum desequilíbrio
competitivo, na forma de dano à concorrência, mesmo que potencial.
102. Considerando a dinâmica concorrencial entre os modais de competição, é possível que haja potencial
dano à concorrência em três diferentes interfaces de concorrência:
i. Competição entre GNL e gás natural canalizado;
ii. Competição entre GNL e GNC;
iii. Competição entre gás natural e outros combustíveis.
103. Na seção II.1.1.1, explicou­se de que modo costuma ocorrer a competição entre os diferentes modais de
distribuição de gás natural no Brasil. O tópico “a.” da presente seção trará algumas considerações iniciais
sobre como é possível ocorrer dano à concorrência dentro da dinâmica competitiva considerada. Já no
tópico “b.”, serão relatados indícios de dano concreto nesse sentido. Por fim, o tópico “c.” trará indícios
de dano concreto às distribuidoras de GNC.
104. Ressalta­se que a instrução em sede de análise de urgência não revelou indícios de dano concreto a
empresas que atuam com combustíveis substitutos. Por isso – e por não ser essencial à apreciação da
necessidade de concessão da medida preventiva requerida – a presente nota não trará análise dos efeitos
da conduta investigada nesses mercados, embora não se descarte a possibilidade de haver dano.[58]
105. Ressalta­se, ainda, que a urgência do pedido de medida preventiva se fundamenta em aspectos
regulatórios relacionados ao momento da decisão de expansão de rede. Lembre­se que a competição
entre os modais canalizado e a granel ocorre precisamente nesse momento, conforme descrito na seção
II.1.1.1 acima. Assim, há uma forte relação entre as regras regulatórias para investimento em rede e a
suposta ocorrência de dano à concorrência. Entretanto, por serem mais pertinentes ao periculum in mora,
tais aspectos serão analisados na seção II.1.2.
a. Complementariedade de modais, mercado relevante e possibilidade de dano
106. No entender das Representadas, tendo em vista a complementariedade dos diferentes modais de
distribuição (v. seção II.1.1.1), não haveria sentido em considerar o GNL e o gás canalizado como
pertencentes ao mesmo mercado relevante. Entretanto, mesmo nesse cenário, as Representadas entendem
não haver nenhum indício de dano porque o volume comercializado pela GásLocal na área de concessão
da Comgás corresponderia a apenas (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE
MARTINS E GÁSLOCAL) do mercado, com (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS,
WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) de market share pertencendo à própria concessionária. Em vista
disso, não haveria fundamento para a demanda da Comgás, que estaria assim empreendendo litigância
abusiva anticompetitiva com vistas a manter o monopólio em sua área de concessão. Com efeito, as
Representadas colocam que duas de suas clientes teriam decidido migrar para a Comgás, enquanto
nenhuma cliente da Comgás teria migrado para a GásLocal.
107. Tais alegações levantam as seguintes questões: tendo em vista a complementariedade de modais de
distribuição, é possível haver dano às empresas de GNC e/ou gás canalizado decorrente da conduta
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investigada? Se sim, como esse dano poderia se materializar?
108. Conforme explicado na seção II.1.1.1, a atividade de distribuição de gás natural canalizado compreende
a assunção de grande custo fixo com a instalação de infraestrutura e baixo custo marginal uma vez feito
o investimento. Por esse motivo, trata­se de monopólio natural considerado serviço público pela
Constituição Federal (art. 25, §2º), de atribuição dos entes federados. Ainda, uma vez realizado o
investimento, a forma canalizada é de longe o modal de distribuição mais eficiente, pois o gás flui
desobstruído do duto de transporte até a destinação final, sem necessidade de incorrer nos pesados custos
e perdas do processo de liquefação/compressão, transporte por carretas e regaseificação/descompressão.
Dessa forma, entende­se, ainda, em sede de análise de medida preventiva, que não existe competição
com o gás a granel em área já servida por dutos em condições normais de mercado (pressupondo
capacidade de fornecimento da concessionária a cliente adicional).
109. Por isso, é natural que uma empresa migre da GásLocal para a Comgás uma vez instalado duto em sua
localidade. A existência de cliente que migrou para a Comgás não evidencia dano ou tentativa da
Representante de causar prejuízo à concorrência justamente porque essa é a própria característica do
monopólio natural que a concessionária opera com prerrogativa constitucional. No mesmo sentido, é
esperado que nenhuma empresa contrate gás a granel se houver distribuidora canalizada em sua
localidade com capacidade para atendê­la, por uma questão de racionalidade econômica. Caso fosse
identificada cliente que migrou da Comgás para a GásLocal, haveria forte indício de que o mercado não
está operando em condições normais, com possível infração à ordem econômica por parte da
distribuidora a granel.[59]
110. Decorre que eventual interação competitiva entre gás canalizado e gás a granel só poderia ocorrer
localmente e antes da chegada de dutos a determinada região. Em outras palavras, os mercados
passíveis de disputa consistem nas diferentes localidades ainda não conectadas à rede primária da
concessionária, localizadas fora da área de monopólio natural. Desse modo, em sede de análise de
urgência, a SG entende que não há sentido em considerar, para o presente caso, todo o mercado de
distribuição da região de concessão da Comgás. Visto que os (ACESSO RESTRITO CADE,
PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) de market share da Comgás estimados pelas
Representadas se referem a localidades já conectadas, ou seja, dentro da área de monopólio natural, a SG
entende que esse número não revela informações relevantes acerca da possibilidade de dano à
concorrência decorrente da discriminação investigada.
111. Para além dessas considerações, é preciso reconhecer outra diferença na competição entre gás a granel e
gás canalizado mesmo nas regiões não conectadas. Em virtude dos custos de frete e investimentos em
tancagem no local da entrega final, a distribuição a granel só é viável para atender consumidoras com
grande demanda. Desse modo, em cidades menores é frequente haver apenas algumas poucas indústrias
com escala suficiente para serem atendidas por GNC ou GNL. Assim, a concorrência entre distribuidoras
de GNC ou de GNL se dá por clientes.
112. De modo diverso, na distribuição por dutos, uma vez construída a infraestrutura, toda a localidade se
torna cliente da concessionária, anexando­se à área de monopólio natural, sem possibilidade de
competição por nenhuma cliente individual com distribuidoras de gás a granel. Assim, a interação
competitiva entre gás a granel e gás canalizado, nas faixas em que isso é possível (v. seção II.1.1.1),
parece ser uma competição pelo mercado.[60] Tal interação competitiva abrange apenas mercados
locais, à semelhança do que ocorre na concorrência para concessões públicas com exclusividade em
licitações do governo.
113. Levando em conta tais considerações, o tópico “b.” a seguir investiga a ocorrência de dano concreto à
Comgás via fechamento de mercado (GNL captura cliente que conferiria escala ao investimento em
rede). Já o tópico “c.” analisa a ocorrência de dano concreto a empresas de GNC (GNL captura cliente
avulso ou projeto estruturante de concessionária local).
b. Fechamento do mercado local por meio da captura de clientes âncoras
114. O principal argumento da Representante para a existência de dano advindo da conduta denunciada
consiste no fechamento de mercados locais por meio da captura de clientes âncoras.
115. Cliente âncora é definido como uma empresa de maior demanda que garante escala suficiente para diluir
o custo fixo da chegada de dutos a determinada localidade. Lembre­se que, uma vez instalada a rede de
dutos, o custo marginal de conectar mais uma pessoa consumidora naquela localidade é muito baixo, o
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que explica o próprio caráter monopolístico natural da distribuição canalizada. Dessa forma, a cliente
âncora propicia uma externalidade positiva ao fornecer escala para que o gás natural chegue a toda uma
localidade e a várias pessoas consumidoras, com frequência uma cidade ou município.
116. Conforme revisado no tópico anterior, é possível existir interação competitiva entre a concessionária e as
empresas de gás a granel, o que ocorre no momento da expansão da rede dutoviária e apenas para regiões
ainda não conectadas dentro de determinadas faixas próximas à escala mínima necessária para a
expansão da rede.[61] Portanto, em regiões dotadas de escala mínima viável, é de se esperar que a
concessionária consiga expandir sem maiores problemas, pois a presença de escala para esse
investimento é a própria definição da área onde sua competitividade relativa passa a superar a da
distribuição a granel em condições normais de mercado. Desse modo, a presença de clientes âncora que
garantam escala mínima viável em uma região sinaliza que a chegada da malha dutoviária depende
apenas do momento de decisão de expansão da concessionária, deslocando natural e definitivamente a
demanda pelo serviço das distribuidoras a granel.
117. Segundo a denúncia no presente caso, a GásLocal estaria firmando contratos com clientes âncoras na
região de concessão da Comgás de modo a impedir a chegada da rede de dutos a essas clientes, que, de
outro modo, confeririam escala mínima necessária ao investimento por parte da concessionária a fim de
atender não só esta cliente âncora, mas todas as demais pessoas consumidoras da região, de forma mais
eficiente. Essa atuação da GásLocal seria possível por meio da adoção das seguintes práticas:
i. Preços finais subsidiados, que só seriam possíveis em virtude da existência de discriminação no
aporte de gás natural da Petrobras ao Consórcio Gemini (v. seção II.1.1.2 anterior);
ii. Contratos voltados à fidelização da cliente­âncora, apresentando: longa duração, renovação
automática, cláusulas de take­or­pay e multas rescisórias elevadas.
118. Em decorrência dessa estratégia, a Comgás não estaria conseguindo firmar contrato com a cliente âncora
capturada, do que decorreria a ausência de escala mínima viável para expansão à respectiva localidade.
Sem a chegada do gasoduto, o restante do potencial de consumo do município, composto por
residências, comércio, GNV, pequenas indústrias etc., restaria desabastecido, pois sua demanda, sozinha,
não seria suficiente para garantir a escala mínima viável da expansão. Assim, bastaria à GásLocal
fidelizar uma empresa âncora para fechar o mercado local à expansão da Comgás e impedir as
externalidades positivas associadas à chegada do gás canalizado. Para fundamentar seu pedido de
medida preventiva, a Comgás aponta especificamente quatro clientes âncoras que teriam sido capturadas
pela GásLocal: ABL (no município de Cosmópolis), Arcor (Rio das Pedras), Louis Dreyfus (Engenheiro
Coelho) e Metalúrgica Mococa (Mococa).
119. Inicialmente, a SG entende que alguns dos indícios da existência de discriminação anteriormente
relatados corroboram a tese da Comgás. As condições de formação do Consórcio – bypass regulatório,
Anexo 6, incentivos à discriminação anticompetitiva em decorrência de integração vertical e ineficácia
das restrições impostas pelo CADE – apontam para a capacidade e racionalidade econômica da adoção
de conduta anticompetitiva. Além disso, o parecer de Edgar Pereira & Associados trouxe confirmação da
intenção discriminatória subjacente à prática das Representadas de (ACESSO RESTRITO CADE,
PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL), assim como à prática de descontar perdas e
consumo interno de gás no processo de produção da GásLocal.
120. O parecer de Edgar Pereira & Associados trouxe, ainda, o exato preço final de fornecimento às empresas
consumidoras localizadas na área de concessão da Comgás, conforme gráfico abaixo.
Gráfico 7 – Evolução do preço do gás canalizado e dos preços finais da GásLocal na área de concessão da
Comgás
(ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)
Fonte: Edgar Pereira & Associados, versão confidencial, pp. 22­23 (SEI nº 0043372)
121. Observa­se do gráfico que o preço final da GásLocal está muito próximo da tarifa regulada da Comgás, o
que é incompatível com a estrutura de custos das respectivas tecnologias de distribuição (v. seção
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II.1.1.1) e que, portanto, pode ser em grande parte explicado pelo subsídio no custo do gás natural
fornecido ao Consórcio Gemini. De fato, é justamente essa a justificativa fornecida no parecer em
comento para (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL),
conforme relatado no tópico “e.” da seção II.1.1.2 acima. Essa evidência corrobora a afirmação da
Comgás quanto ao preço subsidiado no fornecimento da GásLocal a clientes âncora.
122. Quanto às condições contratuais de fidelização, trata­se de questão que foi discutida no âmbito do AC
Gemini. Para a SEAE/MF, em seu parecer sobre o caso, os prazos contratuais da GásLocal com clientes
finais eram de fato longos, mas seriam legítimos em função de remuneração dos altos custos afundados
associados ao empreendimento, quais sejam: (i) especificidade de ativos (planta de liquefação, veículos
de transporte e tancagem de clientes[62]), e (ii) caráter então novo do GNL no Brasil, sendo a GásLocal
pioneira no produto (empreendimento greenfield), o que impõe custo afundado adicional decorrente da
incerteza. A legitimidade da fidelização poderia então ser comparada à de algumas cláusulas de não­
concorrência. Ainda, a existência de cláusulas de renovação automática em alguns contratos poderia
diminuir o poder de barganha da cliente, mas também reduziria custos de transação, sendo incerto se
poderiam trazer prejuízo concorrencial. Já no entender do então Conselheiro Relator Luis Fernando
Rigato Vasconcellos, tais condições contratuais firmadas com cliente âncora poderiam constituir barreira
à entrada na competição pelo mercado. Não obstante, poderiam compensar a menor competitividade
intrínseca ao GNL. Seja como for, o ex­Conselheiro considerou que essa matéria teria cunho
eminentemente regulatório, não sendo conveniente a interferência do Cade.
123. Apesar dessas considerações, a SG entende que fatos novos ocorridos desde as manifestações da
SEAE/MF e do ex­Conselheiro (2005) poderiam ser relevantes no sentido de reavaliar o entendimento
adotado na época.
124. Primeiramente, os indícios relatados na seção II.1.1.2 revelam verossimilhança nas alegações da Comgás
de custo subsidiado de gás ao Consórcio Gemini. A partir disso, é plausível pensar que as Representadas
seriam capazes de oferecer um preço final menor em troca de cláusulas de fidelização mais severas.
Considerando o preço final feito pelo Consórcio às empresas âncoras em tela, próximo ou até mesmo
abaixo da tarifa da Comgás, a fidelização poderia perder seu propósito inicial de compensação de custos
afundados e servir como mecanismo de fechamento de mercado despido de eficiência econômica e
concorrencial. Conclui­se que, apesar de principal preocupação concorrencial levantada no presente caso
ser a discriminação, o preço subsidiado decorrente dessa conduta poderia permitir cláusulas de
fidelização mais severas e esses dois fatores, em conjunto, podem ocasionar fechamento de mercados
locais.
125. Em segundo lugar, conforme colocado na seção II.1.1.2, tópico “a.”, a GásLocal opera atualmente em
situação de vazio regulatório quanto à tarifa e condições de contratação para aquisição do gás, sendo
impossível à Arsesp fazer a compensação, por meio da tarifa, de qualquer desequilíbrio concorrencial
que tais cláusulas possam causar.
126. Em terceiro lugar, o Consórcio já atua há quase 10 anos, como colocado pelas Representadas. Logo, seu
empreendimento não é mais greenfield, sendo plausível supor que o custo afundado relativo à incerteza
já não tem tanto peso na formação do preço contratual praticado pela GásLocal.
127. Por fim, verificou­se que a média de prazo contratual praticado pela GásLocal é de (ACESSO
RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)[63]. Segundo as
Representadas, existem contratos com prazos de (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS,
WHITE MARTINS E GÁSLOCAL), o que demonstra a capacidade das Representadas de firmar
contratos de prazo menor. Ainda, as Representadas alegam que as clientes da GásLocal podem migrar
para a Comgás sem maiores problemas, conforme ocorreu recentemente (mar. 2015) com a empresa
Elfusa Geral de Eletrofusão Ltda. (São João da Boa Vista) e em 2011 com a empresa Hoganas Brasil
Ltda. (Mogi das Cruzes), em razão da chegada de duto da concessionária. Apesar disso, conforme
afirmado pelas próprias Representadas: (i) o contrato com a Hoganas “foi celebrado com prazo de
vigência prevendo a chegada do gasoduto” (SEI nº 0035957, p. 9), o que fornece indício da importância
do prazo contratual na fidelização da cliente, e (ii) o contrato da Elfusa, por sua vez, permitia a rescisão
contratual sem multa no caso da chegada de duto da Comgás, (ACESSO RESTRITO CADE,
PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL), o que constitui indício tanto da viabilidade do
Consórcio de fazer contratos que não fechem o mercado à Comgás quanto da importância da multa
rescisória contratual para o fechamento do mercado. Para evidenciar esse último ponto, veja­se que o
preço final à Elfusa esteve sempre ligeiramente abaixo da tarifa da Comgás (v. gráfico 7 acima), o que
pode indicar que unicamente o preço não é suficiente para fechar o mercado, sendo as cláusulas
contratuais de fidelização parte da conduta investigada.[64]
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128. Quanto às quatro clientes âncoras citadas como fundamento para o pedido de medida preventiva em
análise, ficou demonstrado a partir de seus contratos com a GásLocal que:[65]
(ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)
129. Conclui­se, portanto, que cada contrato possui cláusulas de fidelização variadas. Em sede de análise de
urgência, a SG entende plausível que a imposição de tais cláusulas seja facilitada pela conduta
discriminatória investigada e que possa contribuir para um possível fechamento de mercado.
130. Quanto ao preço final efetivamente cobrado, conforme demonstrado no gráfico acima, o preço final da
GásLocal para as empresas ABL, Arcor e Metalúrgica Mococa durante toda a vigência dos respectivos
contratos se encontra bastante próximo do que seria a tarifa regulatória da Comgás, sendo que em março
de 2014 o preço esteve abaixo da tarifa da concessionária. Quanto ao preço pago pela cliente âncora
Louis Dreyfus, que não consta nos gráficos acima, também se verificou que esteve abaixo da tarifa da
Comgás em dez. 2014 (data com informação mais recente nos autos). Conforme comprova o contrato
juntado ao documento SEI nº 0017380, esse preço foi de (ACESSO RESTRITO CADE,
PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL), contra tarifa regulada de (ACESSO
RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) para cliente industrial com
igual volume contratado.[66]
131. Apesar da existência de preço final próximo ao da Comgás e cláusulas de fidelização, as Representadas
Petrobras e GásLocal questionam a afirmação da Representante de que as quatro empresas que
fundamentam o pedido de preventiva seriam clientes âncora. No seu entender, existiria demanda
suficiente nas localidades de cada uma dessas empresas para fornecer escala mínima viável ao
investimento da Comgás, de modo que a captura de tais clientes por parte da GásLocal não acarretaria
fechamento de mercado. Em pesquisa realizada no sistema Google Maps, as Representadas relatam que
encontraram outras 5 indústrias em Engenheiro Coelho, 12 em Mococa, 3 em Rio das Pedras e 7 em
Cosmópolis (SEI nº 0042776). As Representadas colocam, ainda, que a demanda do setor comercial e
residencial de todo um município deveria ser suficiente para viabilizar a escala mínima viável do
investimento de expansão.
132. A Representante, por sua vez, protocolou seus próprios estudos desses mercados, utilizados para fazer
estimativa de retorno do investimento (SEI nº 0033285). Para dois dos municípios, (ACESSO
RESTRITO CADE E COMGÁS), a Representante possui estudo de viabilidade prévio, com a
demanda potencial do mercado, discriminando­se a demanda das principais empresas. Quanto aos outros
dois municípios, (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS), a Representante apresentou cópia de
peça protocolada perante a Arsesp contendo estudo mais completo de mercado e requerendo autorização
para confecção dos investimentos. No caso do município de (ACESSO RESTRITO CADE E
COMGÁS), a Representante apresentou, ainda, cópia de pedido de suspensão do projeto de expansão
em virtude da captura da cliente âncora por parte da GásLocal.[67]
133. Em peças subsequentes (SEI nº 0042128 e nº 0043743), a Representante explicou em mais detalhes a
importância das clientes âncoras para cada projeto de expansão. Segundo ela, a regulação estadual prevê
que o retorno mínimo do investimento deve ser de 9,55% ao ano. As quatro empresas seriam necessárias
para garantia dessa margem porque:
i. A Metalúrgica Mococa representa quase (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS) do
volume total do projeto estruturante de Mococa, sem a qual o retorno do investimento,
inicialmente estimado em (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS) e ficaria abaixo do
retorno mínimo de 9,55%.
ii. Situação semelhante ocorreria com a ABL, que também representa (ACESSO RESTRITO
CADE E COMGÁS) do volume necessário ao projeto estruturante de Cosmópolis e sem a qual o
retorno cairia (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS) e ficaria abaixo do mínimo
regulatório;
iii. A Louis Dreyfus representa (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS) do volume total do
projeto estruturante de Engenheiro Coelho, “de forma que não faz sentido executar projetos de
expansão nesta região sem uma perspectiva firme de geração de receita a partir do consumo deste
cliente. O retorno do projeto, sem a Louis Dreyfus, não passa de [ACESSO RESTRITO CADE
E COMGÁS]” (SEI nº 0042128, pp.12­13).
iv. O mesmo ocorreria quanto à Arcor, que “equivale a [ACESSO RESTRITO CADE E
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COMGÁS], de forma que sem ela não há qualquer sentido econômico investir cerca de
[ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS] para a conexão de um pequeno consumidor.”
(ibid., p. 13)
134. Além disso, a Comgás reconhece que em algumas localidades pode haver mais de uma empresa âncora,
mas coloca que, mesmo nessas situações, a demanda das empresas âncora em conjunto é necessária para
a escala mínima viável. Desse modo, em municípios com duas ou três indústrias de maior demanda, tais
clientes seriam condição necessária, mas não suficiente à viabilidade dos investimentos. Tais seriam os
casos dos municípios de Mococa e Cosmópolis, que possuem como demais clientes âncora,
respectivamente, a Metalúrgica Inca e a Maza Produtos Químicos. Já nos outros dois municípios, os
estudos de mercado da Representante demonstram que apenas a cliente mencionada em sede de pedido
de preventiva constitui cliente âncora.
135. Ainda, a Representante critica o levantamento feito pelas Representadas, alegando que (i) enquanto a
lista do Google Maps pode apresentar grande número de empresas pequenas com demanda insuficiente,
o levantamento da Comgás é fruto de pesquisa de campo que identifica a demanda agregada potencial da
localidade, especialmente as empresas âncora, e que tal levantamento não desconsidera empresas
menores, mas sim o contrário, revelando a insuficiência de seu volume agregado; (ii) o sistema Google
Maps pode apresentar empresas inexistentes e endereços equivocados, das empresas ou de suas plantas,
que por vezes se localizam em municípios diversos.
136. Por sua vez, em manifestação sobre o pedido de medida preventiva (SEI nº 0037076), a Arsesp
confirma as afirmações da Comgás quanto à estratégia de fechamento de mercados locais do
Consórcio Gemini. Confirma, ainda, a necessidade de conexão das empresas ABL, Arcor, Louis
Dreyfus e Metalúrgica Mococa para viabilizar o respectivo projeto de investimento.
137. Em sede de análise cautelar, a SG entende que os contraindícios fornecidos pelas Representadas não
refutam as evidências de dano decorrente de fechamento de mercado apuradas em sede de instrução para
análise da medida preventiva. As Representadas apresentam como único indício uma lista de empresas
instaladas na região, sem nenhuma estimativa de demanda. Já a Representante trouxe suas estimativas
internas baseada em estudo de campo, sendo que no caso dos municípios de (ACESSO RESTRITO
CADE E COMGÁS), os documentos trazidos aos autos já haviam sido protocolados perante a Arsesp.
A SG não vê incentivo para que a Comgás exclua de seus estudos potenciais clientes âncoras. Pelo
contrário, seus estudos de mercado demonstram a estimativa de demanda potencial de várias empresas e
residências. Tais estimativas por vezes dependem também do crescimento da indústria, variável que
poderia ser mais facilmente substituída pela demanda potencial de empresas já existentes caso houvesse
outras indústrias de maior demanda na região.
138. Ademais, a vitalidade de cada uma das quatro empresas capturadas pela GásLocal para o respectivo
projeto de investimento foi confirmada pela Arsesp, agência reguladora responsável pela qualidade e
expansão dos serviços de gás canalizado em São Paulo. Trata­se de entidade que detém expertise e
conhecimento técnico não somente no setor de gás, mas também na transação do produto dentro do
território ora considerado.
139. Quanto à afirmação das Representadas de que o setor comercial e residencial poderiam oferecer escala
mínima viável, é sabido que as indústrias e as térmicas são responsáveis pela grande maioria do volume
consumido. Nesse sentido, os levantamentos da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de
Gás Canalizado – ABEGÁS consistentemente revelam demanda industrial muito superior, a exemplo
dos dados mais recentes (fev. 2015), que demonstram que toda a demanda residencial, comercial e de
GNV do estado de São Paulo representou cerca de 12,3% da demanda do setor industrial do estado.[68]
Embora a demanda desses setores não seja desprezível, a SG entende inverossímil a afirmação de que
seria, por si só, suficiente aos planos de expansão de rede da Comgás.
140. As Representadas trazem, ainda, o entendimento de que o abastecimento de GNL por parte da GásLocal
pode auxiliar a Comgás ao adiantar a demanda por gás natural em um município, à semelhança de
projetos estruturantes (conforme explicados na seção II.1.1.1). Nessa linha, as Representadas colocam
que isso já acontece com outras distribuidoras de gás natural canalizado. Inicialmente, é necessário
lembrar que grande parte das outras concessionárias têm participação da Petrobras, o que poderia
explicar sua tendência a eventual colaboração com o Consórcio Gemini. De fato, é possível encontrar
indício nesse sentido no AC nº 08700.000137/2015­73 (Requerentes: Gasmig e GásLocal), em que a
Gasmig, na época verticalmente integrada à Petrobras, firmou contrato de projeto estruturante com a
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GásLocal, o que inclui contrato associativo para construção de rede local de dutos, comodato de terreno
para centralização das operações de regaseificação e transferência, para a concessionária, de clientes na
região e da comercialização do gás.
141. Não há registro de que isso tenha sido feito com a Comgás. De fato, em análise em sede de urgência, o
que parece ocorrer é que a concessionária integrada de Minas Gerais recebeu tratamento não
disponibilizado à Representante: ao passo que a Comgás enfrenta a captura unilateral de clientes âncoras,
a Gasmig recebeu negociação bilateral para antecipação de demanda e suprimento mutuamente benéfico
da demanda de clientes âncoras. Não há nos autos prova de projetos estruturantes com concessionárias
não integradas.
142. Cumpre mencionar que as explicações de racionalidade econômica das Requerentes do AC nº
08700.000137/2015­73 para aquela operação trazem indício adicional à tese da cliente âncora industrial:
(ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)
143. Percebe­se do trecho citado que também no município de Pouso Alegre a demanda residencial,
comercial e de GNV não é suficiente para fornecer escala mínima ao investimento de expansão. Frise­se
que o município de Pouso Alegre, MG, é significativamente maior, em população, que os municípios
paulistas de Cosmópolis, Engenheiro Coelho, Mococa e Rio das Pedras, e que possui PIB per capita
também superior.[69] Depreende­se do trecho transcrito, ainda, que a expansão não seria viável caso a
GásLocal (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL), pois
a empresa âncora já possuía contrato de longo prazo com a GásLocal. Tal fato constitui indício que
corrobora a verossimilhança da alegação de fechamento de mercado local por meio da captura e
fidelização de clientes âncora.[70]
144. Frente ao exposto, parece implausível que a Comgás se disporia a gastar recursos em litigância contra
prática a ela benéfica, sobretudo quando se considera a verossimilhança de suas alegações quanto aos
indícios de existência de discriminação e de dano até aqui relatados. Por fim, ainda que não houvesse
indício de dano à concessionária local, não seria possível descartar a possibilidade de dano às
distribuidoras de GNC (v. tópico “c.” a seguir) e ao mercado de combustíveis substitutos.
145. Considerando a externalidade positiva causada pela chegada de dutos a determinada região, com
possibilidade de abastecimento de setores de menor demanda, há de se considerar que o fechamento de
um mercado local em prejuízo da Comgás também implica a falta de abastecimento de gás natural para a
população do município, as empresas menores, a geração de energia elétrica por térmicas a gás ou
cogeração e o deslocamento automotivo via GNV. No caso, os quatro municípios em tela representam
cerca de 185 mil pessoas desabastecidas.[71] Considerando, ainda, a eficiência energética do gás natural
para o setor produtivo, a falta do insumo pode significar perdas de competitividade para todas as
indústrias da região.[72] Com efeito, o Cade recebeu denúncia recente de autoria da prefeitura de
Mococa, um dos municípios cujo mercado estaria sendo fechado pela atuação da GásLocal de acordo
com a Arsesp e a Comgás, na qual se lê:
[...] esta Prefeitura Municipal deseja manifestar suas reiteradas tentativas de trazer, à cidade de Mococa, o
gás natural canalizado, através da concessionária regional Comgás. O intuito da Prefeitura, dessa forma, é
negociar e disponibilizar a toda população regional, fonte energética alternativa às atualmente existentes,
em especial para o setor industrial e comercial.
Vale reiterar que o Município de Mococa possui atualmente cerca de 70 mil habitantes, e forte atuação
em setores industriais de destaque, como alimentação, metal­mecânica, química, entre outras. Para a
competitividade do setor industrial regional, bem como do setor comercial e bem estar de sua população,
é muito importante a possibilidade de recebimento de gás natural canalizado em toda extensão do
município.
Contudo, têm sido frustradas as tentativas de acordo com a Comgás para que efetivamente se disponha a
investir na construção de dutos para a distribuição do gás natural até o município. Segundo a
concessionária, tal dificuldade se da pela falta de segurança no investimento. Alegam que aqueles
grandes clientes industriais que poderiam justificar tais investimentos na expansão da rede, através de
contratos de médio/longo prazo de fornecimento, já possuem fornecimento de outras fontes, inclusive da
empresa Gás Local acima referida.
(SEI nº 0045563, pp. 1­2)
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146. Ainda, o fechamento do mercado dos quatro municípios em análise pode em tese significar também o
fechamento de mercados de municípios próximos no médio­longo prazo, caso existam localidades cuja
conexão à malha principal só seria viável por meio dos ramais que seriam construídos para conectar as
clientes âncoras ora consideradas. Assim, em resumo, os indícios relatados apontam para a capacidade
da conduta de obstruir o crescimento orgânico da malha dutoviária da Representante, evitando a
entrada e investimentos da concessionária em novos municípios, o que representaria acesso a gás
canalizado por milhares de indústrias e pessoas consumidoras.
147. Frente às considerações até aqui relatadas, a SG entende que há indícios suficientes da existência de
dano a milhares de indústrias e pessoas consumidoras causado pelo fechamento de mercados locais
por meio da captura de clientes âncoras, viabilizado pela prática de discriminação no custo do gás ao
Consórcio Gemini.
c. Exclusão de distribuidoras de GNC
148. Os indícios de dano às distribuidoras de GNC decorrentes da conduta investigada não guardam relação
estrita com o fumus boni iuris do ponto de vista da Comgás. Entretanto, a medida preventiva requerida
pela Representante pode, em tese, afetar a competitividade da GásLocal também com relação às
empresas de GNC. Nesse sentido, visto que se encontraram indícios de dano também nesse mercado, a
SG optou por relatar o que foi apurado em instrução até o momento de forma a complementar a
fundamentação da presente Nota Técnica. É o que se passa a fazer.
149. O fundamento para a existência de dano potencial ao setor de GNC reside na própria dinâmica dos
modais de distribuição descrita na seção II.1.1.1. Em tese, a vantagem competitiva fornecida pela
Petrobras ao Consórcio Gemini teria o condão de, artificialmente, tornar o GNL mais competitivo em
relação ao GNC, de modo que uma consumidora localizada a menos 200 km de uma planta de GNC
poderia cogitar a contratação da GásLocal ainda que a planta de gás comprimido tivesse capacidade para
atendê­la.
150. De fato, é justamente nesse sentido que argumenta a ABGNC por meio do parecer da FA Consultoria (v.
seção II.1.1.2, tópico “d.”), trazendo alegações de dano concreto que já teria se consumado. Segundo a
Associação, algumas distribuidoras de GNC teriam perdido clientes para a GásLocal dentro da área onde
sua competitividade relativa seria maior caso o preço final da GásLocal refletisse os reais custos
econômicos do gás que ela obtém. Uma dessas clientes seria a Arcor, mencionada pela Comgás como
cliente âncora de seu projeto de investimento para o município de Rio das Pedras. Quanto a essa
empresa, a capacidade da GásLocal de praticar preços desprovidos de sentido econômico em decorrência
do custo de gás ao Consórcio, próximos até mesmo à tarifa do gás canalizado, ficou demonstrada pelo
parecer da Edgar Pereira & Associados, protocolado pela Representada White Martins (v. tópico “a.”
anterior).
151. Outro indício de dano concreto a distribuidoras de GNC que foi possível apurar é a assinatura do
contrato associativo entre GásLocal e Gasmig para projeto estruturante no município de Pouso Alegre,
MG, notificado por meio do AC nº 08700.000137/2015­73. O município está localizado a 151 km da
CTG, empresa distribuidora de GNC. Ainda assim, a Gasmig preferiu contratar fornecimento de gás com
a GásLocal.
152. Ao ser indagada a respeito da racionalidade econômica dessa decisão, a Gasmig respondeu que a
GásLocal ofertou o preço final de (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE
MARTINS E GÁSLOCAL) – valor que não só está abaixo da tarifa regulada da Comgás, mas que fica
muito próximo da tarifa regulada da própria Gasmig (SEI nº 0042074). Segundo a Gasmig,
[n]o mês de janeiro de 2013 [época das negociações], a tarifa vigente da Comgás para clientes atuantes na
produção de GNC (considerando o volume de 1.500.000 m3/mês), era de R$ 0,9987/m³, sem impostos,
conforme Resolução Arsesp n° 379, de 30 de maio de 2012.
Além do custo para aquisição do gás natural da Comgás, o preço do GNC fornecido pela CTG
Companhia de Transporte de Gás S.A. também é composto pelos seus custos para realização do processo
de compressão, transporte e descompressão desse gás. Para que fosse mais vantajosa a contratação de
GNC e não GNL [GásLocal] pela Gasmig, tais custos poderiam ser de, no máximo, R$ 0,1343/m³, sem
impostos.
Com base nos valores que a Gasmig havia contratado para o projeto de Governador Valadares e Itabira
[...], conclui­se que o preço do GNC a ser entregue pela CTG Companhia de Transporte de Gás S.A. em
Pouso Alegre seria muito superior ao preço cobrado pela GásLocal.
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(SEI nº 0039653, versão pública juntada aos autos do AC nº 08700.000137/2015­73, pp. 9­10)
153. Considerando que os custos de compressão, transporte e descompressão (GNC) são competitivos frente
aos de liquefação, transporte e regaseificação (GNL) dentro da distância de 151 km (v seção II.1.1.1),
depreende­se do trecho acima que a CTG não conseguiria praticar preço mais vantajoso que a GásLocal
por causa do valor pelo qual adquire o gás da Comgás. Tem­se, portanto, forte evidência de que a
origem da exclusão da empresa de GNC é a discriminação no custo de gás ao Consórcio em relação ao
preço de aquisição de gás da CTG. Ainda, segundo os relatos da Gasmig nos autos daquele AC, situação
semelhante teria ocorrido em Governador Valadares e Itabira. Ressalta­se que tanto a GásLocal quanto a
CTG estão localizadas na região de concessão da Comgás (respectivamente, Paulínia e Itatiba). Portanto,
é plausível supor que o dano concorrencial seria mais improvável caso o Consórcio Gemini não
praticasse bypass regulatório (v. seção II.1.1.2, tópico “a.” acima), pois a GásLocal seria obrigada a
pagar a mesma tarifa regulada da CTG.
154. Adicionalmente, foi apurado, ainda, que uma cliente que a CTG já possuía no município de Pouso
Alegre, (ACESSO RESTRITO CADE), interrompeu o contrato de fornecimento de gás natural com a
empresa em virtude do novo contrato firmado entre GásLocal e Gasmig (Resposta da ABGNC ao Ofício
nº 1640/2015/CADE, versão confidencial, SEI nº 0044967, p. 4). Em linha com os indícios relatados até
aqui, a ABGNC conclui que aquela operação
tem o condão de fechar parcela do mercado e afetar as atividades de algumas distribuidoras de GNC. Em
condições normais de concorrência, tendo em vista a complementariedade dos modais – liquefeito e
comprimido – a operação não geraria preocupações aos fornecedores de GNC, porém não é o que se
observa no mercado, sobretudo quando analisada a forma como o Consórcio Gemini opera.
(Resposta da ABGNC ao Ofício nº 1640/2015/CADE, versão pública, SEI nº 0045000, p. 5)
155. Assim, considerando os indícios apurados em sede de análise de medida preventiva, a SG entende que a
perda de clientes no raio de 200 km de plantas de compressão, em especial na cidade de Pouso
Alegre, MG, constitui indício robusto de dano concreto às distribuidoras de GNC decorrentes da
conduta discriminatória investigada.
2.1.2.
Periculum in mora
156. A regulação de gás natural do estado de São Paulo prevê ciclos quinquenais de planejamento e
investimento. Ao fim de cada ciclo, são avaliados os investimentos realizados no período e fixadas as
metas de expansão para o período seguinte. Com base nisso e nos investimentos passados que porventura
não tenham sido contemplados no último ciclo, são fixados os valores de referência para a tarifa a ser
cobrada no próximo ciclo, em procedimento denominado revisão tarifária.
157. Para evidenciar a existência de periculum in mora na fundamentação do pedido de medida preventiva
ora analisado, a Comgás alega que atualmente ocorre a fase de revisão tarifária, com o fim do 3º ciclo
(2009­2014) e início do 4º ciclo. Com isso, a Comgás deve submeter seu plano de investimento em data
iminente, antes do fim da revisão tarifária (previsto para 31 de maio de 2015). Entretanto, a captura de
clientes âncora por parte da GásLocal, decorrente de preço subsidiado discriminatório e de altas multas
de rescisão contratual, estaria impedindo a inclusão de tais clientes no plano de investimento da Comgás,
junto com a respectiva localidade (município). Dessa forma, a empresa requer ao CADE medida
preventiva a tempo de incluir essas localidades em seu plano de negócios ainda na atual fase de revisão
tarifária.
158. Segundo a Arsesp, a concessionária pode optar por fazer investimentos normalmente de forma avulsa,
sem necessidade de aprovação prévia em fase de revisão tarifária. Ainda, a concessionária é penalizada
por não cumprir determinada meta de expansão que tenha sido aprovada na fase de revisão. Em
compensação, ao incluir um investimento em seu plano quinquenal de negócios, a tarifa de todo o
próximo ciclo será calculada de modo a financiar o montante a ser investido. Além disso, enquanto os
investimentos aprovados em revisão tarifária já têm o aval prévio da agência reguladora, os
investimentos realizados de forma avulsa só serão avaliados no fim do ciclo em que foram realizados,
ocasião em que estarão sujeitos a aprovação ou reprovação por parte da agência. No caso de serem
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aprovados, o montante gasto com tais investimentos será incluído na tarifa do próximo ciclo. Entretanto,
caso não haja aprovação, não haverá compensação na tarifa, de modo que a concessionária arcará com
todos os custos do investimento.
159. Como elemento adicional, tem­se que a tarifa de gás estabelecida regulatoriamente é inversamente
proporcional ao volume de gás consumido por toda a rede. Considerando que os investimentos previstos
na revisão tarifária recebem prioridade, a inclusão prévia de um investimento pode minorar o custo de
gás para toda a base consumidora final mais cedo, o que acarreta vantagem competitiva para a
concessionária em sua competição com combustíveis substitutos e com outras concessionárias por
atração de clientes.
160. Segue abaixo resumo dos riscos associados à decisão de incluir determinado investimento no plano de
negócios da revisão tarifária, do ponto de vista da concessionária:
Quadro 1 – Riscos de realização do investimento conforme a (não) previsão em meta de expansão
Risco conforme a decisão de...
Situação
Incluir
Não incluir
Maior tarifa em virtude
Caso o investimento não seja realizado Penalidade regulatória do menor volume
comercializado
Quanto à
autorização:
Quanto ao
Caso o investimento financiamento:
seja realizado
Nenhum risco
Prejuízo financeiro
equivalente ao custo do
investimento caso não
haja aprovação
Prévio/concomitante
Posterior caso haja
aprovação
Maior em virtude da
inclusão do
investimento (5 anos),
Quanto à tarifa:
menor em virtude do
volume (toda a
concessão)
Menor em virtude do
volume (toda a
concessão), maior no
próximo ciclo (5 anos)
caso haja aprovação
Fonte: elaboração própria a partir de esclarecimentos da Comgás (SEI nº 0032321) e da Arsesp (SEI nº
0037076 e reunião de 8 de março de 2015, SEI nº 0033611).
161. A partir dos argumentos elencados, conclui­se que o risco do investimento avulso é significativamente
superior ao investimento incluso na meta de expansão, com incerteza quanto à aprovação e consequente
remuneração e, uma vez aprovado, com piores condições de financiamento (posterior, durante o próximo
ciclo). Nesse ambiente, a concessionária tem incentivo para realizar primeiramente – e talvez
exclusivamente – os investimentos previstos em sua meta quinquenal de expansão, pois os riscos de
realizar um investimento avulso são muito altos.[73]
162. Frise­se que o quadro acima sintetiza os riscos apenas do ponto de vista da concessionária. É preciso
considerar que o risco de não realização do investimento avulso é suportado em grande parte pela pessoa
usuária final, que deixará de ter uma redução de tarifa no médio­longo prazo em função do menor
volume comercializado. Dessa forma, a decisão de não realizar investimento avulso é custeada pela base
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consumidora. Para a concessionária, não há prejuízo financeiro direto, visto que sua tarifa está protegida
e fixada pela regulação, o que reforça o incentivo de realizar apenas investimentos já previstos no plano
de expansão.
163. Ademais, como consequência da demora na chegada da rede canalizada a uma cidade, empresas com
menor demanda e pessoas naturais não são atendidas, na medida em que o abastecimento por GNC e
GNL dá conta apenas dos pontos com maior escala. Assim, é possível que a não inclusão de um
investimento na meta de expansão acarrete, na prática, a falta de abastecimento, por mais 5 anos, de todo
o setor residencial e de gás natural veicular do município assim como quase todo o setor comercial e
industrial (em razão da necessidade de grande porte para viabilização de GNC/GNL). Segundo a
Comgás e a Arsesp, em reuniões de 23 de março de 2015 (SEI nº 0040243) e 8 de março de 2015 (SEI nº
0033611), isso já aconteceu com as cidades de algumas clientes âncora atendidas pela GásLocal no ciclo
que acabou de terminar (2009­2014) e existe o risco que aconteça mais uma vez no próximo ciclo.
164. Sobre os argumentos de periculum in mora, as Representadas GásLocal e Petrobrás colocam que não foi
devidamente explicado por que a concessão de medida preventiva se tornou urgente após dez anos de
atuação da GásLocal, especialmente com participação tão reduzida (SEI nº 0035957). Entendem que o
pedido de preventiva seria motivado para alavancar a posição da Comgás nas negociações com a Arsesp.
Questionam, ainda, a tese de que somente os clientes âncora seriam capazes de viabilizar o investimento.
165. A Representada White Martins também entende que não há fundamento para periculum in mora em vista
da atuação de dez anos da GásLocal e que o pedido de preventiva serve apenas às negociações entre
Comgás e Arsesp.
166. A SG entende que as considerações trazidas pelas Representadas não enfrentam os argumentos trazidos
pela Representante.
167. A tese de clientes âncora foi debatida na seção II.1.1.4, tópico “b.”, acima, assim como o argumento da
pequena participação da GásLocal no mercado agregado.
168. Quanto ao fato de o Consórcio ter atuação de dez anos sem haver pedido de medida preventiva anterior,
considera­se que a Comgás demonstrou o surgimento da necessidade de intervenção no presente
momento, com a ocasião da revisão tarifária. Ressalta­se que essa é a primeira revisão tarifária desde a
decisão de instauração do presente Processo Administrativo, que trouxe novos indícios para a análise do
presente caso. E é justamente este momento de revisão tarifária e de planejamento de investimentos, que
só ocorre a cada 5 anos, que traz à tona, de forma urgente, o periculum in mora.
169. Em resumo: a não intervenção do Cade, neste momento específico, pode provavelmente fazer com
que a concessionária deixe de planejar e investir, por mais 5 anos, em municípios ainda não
atendidos por gás natural, prejudicando milhares de pessoas e empresas consumidoras. Além
disso, visto que a tarifa de gás natural é inversamente proporcional ao volume consumido pela base
consumidora, a adição de novas localidades à base consumidora faz com que, no médio­longo prazo
(i.e. após o abatimento inicial da remuneração dos investimentos), a tarifa para toda a região da
Comgás fique menor, beneficiando as pessoas consumidoras, o que também pode não acontecer
por mais 5 anos caso o Cade não intervenha no presente momento.
170. Quanto às acusações de negociação com a Arsesp, não ficou demonstrada a existência de qualquer tipo
de negociação paralela à revisão tarifária. Desse modo, o que se tem é apenas um procedimento
administrativo oficial de natureza regulatória, e não uma negociação entre as partes. É verdade que a
inclusão de localidades no plano quinquenal de negócios oferece vantagens para a Comgás dentro de tal
procedimento, mas isso constitui mecanismo regulatório lícito, eficiente e já esperado, conforme descrito
na presente seção. Com efeito, a dificuldade de proceder dessa forma é justamente o argumento da
Representante. Se há indícios suficientes de que essa dificuldade esteja sendo criada artificialmente por
meio de conduta anticompetitiva (ilícita) e se há urgência em prevenir essa prática, com risco de lesão
irreparável, a aplicação de medida preventiva se justifica.
171. À luz de todo o exposto, a SG considera satisfeita a condição de periculum in mora para a concessão
de medida preventiva.
2.1.3.
Conclusões
172. Em síntese do que foi exposto na presente seção, a partir de estudo da dinâmica dos modais de
distribuição de gás natural em condições normais de concorrência (seção II.1.1.1), foram apurados
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indícios robustos da verossimilhança das alegações da Comgás.
173. Os indícios foram materializados através das constatações: (i) de posição dominante da Petrobras na
cadeia do gás natural e de existência de tratamento discriminatório no aporte de gás da Petrobras ao
Consórcio Gemini em relação a outras distribuidoras (seção II.1.1.2), (ii) de ausência de justificativa
econômica legítima para essa prática (seção II.1.1.3) e (iii) de existência de dano concreto dela advindo,
com fechamento de mercados locais facilitado pela fidelização de clientes âncoras (seção II.1.1.4), e de
outros danos potenciais.
174. Foi apurado, ainda, que existe periculum in mora para fundamentar a adoção de medida preventiva,
baseado no atual momento regulatório paulista, com planejamento de investimentos para o próximo ciclo
tarifário quinquenal (seção II.1.2).
175. Diante disso, a SG entende que estão satisfeitas as condições necessárias e suficientes à aplicação de
medida preventiva, nos termos do art. 84, caput, da Lei nº 12.529, devendo a SG proceder à sua adoção,
nos termos do art. 13, inc. XI, da mesma lei.
2.2.
Escopo da medida preventiva
176. Verificada a presença das condições necessárias para a concessão de medida preventiva, é necessário
definir a extensão e o formato da medida a ser aplicada.
177. O art. 84, §1º, da Lei nº 12.529/2011 dispõe que “[n]a medida preventiva, determinar­se­á a imediata
cessação da prática e será ordenada, quando materialmente possível, a reversão à situação anterior,
fixando multa diária nos termos do art. 39 desta Lei.”
178. O pedido da Representante contém sugestão específica de medida, com disposições relativas à cessação
da prática e a aspectos operacionais e processuais, tais como prazo e monitoramento (SEI nº 0032321,
pp. 16­18). Em síntese, requer­se que o Cade determine, até a decisão final no presente processo:
i. O fornecimento não discriminatório de gás ao Consórcio Gemini;
ii. A suspensão do Anexo 6;
iii. A adoção da Nova Política de Preços (NPP) no fornecimento de gás natural da Petrobras para o
Consórcio Gemini, no prazo de 30 dias;
iv. O fim do desconto das perdas no processo de liquefação;
v. A vedação a qualquer benefício ou subsídio por parte da Petrobras para a GásLocal, White Martins
ou qualquer empresa a elas relacionada; e
vi. Outras medidas para fins de monitoramento, que serão detalhadas no tópico II.2.2.2 da presente
seção.
179. A presente seção está dividida em duas partes. No tópico II.2.1, serão analisadas as alternativas possíveis
para viabilizar a cessação da prática, dentre as quais a que foi proposta pela Representante, que, no
entender da SG, se mostra mais adequada para o presente caso. Posteriormente, no tópico II.2.2, serão
definidas as condições acessórias para efetividade e enforcement da medida, relativas a monitoramento,
prazo e multa por descumprimento.
2.2.4.
Cessação da prática
180. Para discorrer sobre as medidas adequadas para a cessação da prática, o presente tópico se subdivide em
três partes. A parte II.2.1.1 traz considerações sobre medidas que poderiam cessar a prática, mas que não
são adequadas no entender da SG, quais sejam, a reversão à situação anterior e as medidas de caráter
estrutural. A parte II.2.1.2 traz análise de algumas possibilidades de suspensão do Anexo 6 e imposição
de contrato de fornecimento, concluindo pelo deferimento da medida requerida no que dispõe sobre a
adoção da NPP. Já a parte II.2.1.3 contém argumentação pela inadequação, por ora, de aplicação de
medidas contratuais adicionais quanto à fidelização das clientes âncoras, deixando a questão em aberto
para investigação posterior.
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2.2.4.5.
Impossibilidade de reversão à situação anterior em sede preventiva
181. Para o desenho de medida que cesse imediatamente a prática discriminatória, uma referência inicial é o
próprio mandamento do art. 84, §1º, da Lei 12.529, que determina, “quando materialmente possível, a
reversão à situação anterior.”
182. Porém, em análise de urgência, ainda não está claro qual seria a situação anterior. Embora haja indícios
robustos de que a discriminação de custo de gás e demais condições de contratação existe desde a
formação do Consórcio (Anexo 6), o bypass regulatório com relação à Arsesp ocorre desde 4 de abril de
2006,[74] enquanto a decisão judicial liminar que suspendeu os efeitos da restrição do Cade no AC
Gemini (quanto à transparência do Anexo 6) foi proferida em 29 de janeiro de 2007.[75]
183. Caso se considere que a situação a ser restaurada é a de antes da formação do Consórcio, tem­se risco de
periculum in mora reverso, visto que o Projeto Gemini necessitaria ser inteiramente desconstituído em
sede cautelar, desativando­se a planta de liquefação e, consequentemente, cessando­se o abastecimento
das clientes atuais da GásLocal. Tendo em vista a especificidade parcial dos ativos envolvidos, inclusive
da construção civil para tancagem na própria planta de clientes, as consequências da preventiva seriam
dificilmente revertidas a fim de restaurar o atual estado de coisas caso a decisão final no presente
processo seja favorável às Representadas. Ainda, o objetivo da preventiva não é cessar a distribuição de
GNL da GásLocal em prejuízo de suas clientes, mas antes encerrar o custo subsidiado de gás ao
Consórcio que tem o potencial de impedir a expansão da rede da Comgás para o próximo ciclo tarifário.
Assim, a SG entende que a desconstituição do Projeto Gemini não seria proporcional para os fins da
preventiva.
184. Na segunda hipótese, caso se considere que a situação a ser revertida é o vazio regulatório tarifário
vivenciado pela GásLocal, deve­se observar aqui que isso já foi tentado na execução da decisão
interlocutória da ministra Carmen Lúcia (STF) na Reclamação nº 4210­3/SP. Tendo em vista que a
referida liminar não estabeleceu de forma específica como seria possível que o serviço de distribuição de
gás natural ao Consórcio fosse transferido à Comgás (v. seção II.1.1.2, tópico “a.”), a Arsesp e a Comgás
passaram a entabular negociações com a Petrobras para viabilizar a execução daquela decisão (fls. 3743
dos autos daquele feito). Entretanto, até hoje não foi possível um acordo. Isso porque seria necessário
que um duto da Comgás chegasse até a planta de liquefação da White Martins. Como não há city gate
que separa o duto da Petrobras e o ramal que conecta a planta, esse ramal é um duto de transporte que
opera em alta pressão. Nesse contexto, a Petrobras alegou que a Comgás não está autorizada a operar
dutos de alta pressão e que esse duto faz parte de seu sistema interligado, sendo impossível separar sua
operação do restante do Gasoduto Bolívia­Brasil. Assim, a transferência de propriedade do duto não
seria possível (medida estrutural).
185. A alternativa seria a construção de duto de distribuição para interligar a planta. Entretanto, mesmo se a
Petrobras construísse esse duto, sem ônus para a Comgás,[76] alguns problemas podem ser levantados:
(i) a decisão não teria aplicabilidade imediata, por envolver confecção de obra de infraestrutura; (ii) a
decisão implicaria elevados custos afundados, com possível periculum in mora reverso; (iii) a
comercialização de gás natural é atualmente atividade livre à iniciativa privada em São Paulo, desde que
se pague a margem de distribuição à concessionária pelo uso de seus dutos, de modo que, na
continuidade dos incentivos à discriminação advindos da integração vertical, a Petrobras ainda seria
capaz de contratar livremente preço subsidiado com a White Martins. A SG conclui, portanto, que a
medida estrutural de transferência de propriedade ou, de outra forma, a construção de duto de
distribuição interligando a planta de liquefação não seria medida adequada, eficaz e proporcional em
sede de preventiva no presente caso.
186. Por fim, na última hipótese, caso se considere que a situação a ser revertida é a restrição de transparência
imposta pelo Cade, repisa­se que tal restrição foi tornada ineficaz judicialmente. Como o Cade não teria
competência para rever decisão do Judiciário, eventual medida preventiva nesse sentido seria
juridicamente inválida e, por óbvio, materialmente impossível.
187. Frente a essas considerações, a SG entende pela impossibilidade material e desproporcionalidade de
reversão à situação anterior na adoção da medida preventiva ora considerada, nos termos do art. 84, §1º,
da Lei nº 12.529/2011.
2.2.4.6.
Suspensão do Anexo 6 e adoção de contrato de fornecimento NPP
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188. A necessidade de se ater à proporcionalidade e validade jurídica da medida a ser aplicada traz para a
análise a proposta da própria Representante, que consiste na suspensão do Anexo 6 e imposição de
contrato de fornecimento de gás no âmbito do Consórcio.
189. Em verdade, tal possibilidade já havia sido aventada na análise do AC Gemini por parte da ProCADE,
quando ainda se discutia qual seria a melhor restrição a adotar na decisão final do Cade. A
recomendação da Procuradoria foi colocada nos seguintes termos:
Celebração de instrumento jurídico entre a Petrobras e a GNL Gemini formalizando o fornecimento do
insumo gás natural, no intuito de dar transparência às práticas comerciais levadas a efeito entre as
empresas no mercado de gás natural, tal como é realizado entre a Petrobras e as empresas concessionárias,
conforme citado no parecer nº 006/NDC da ANP.
(apud fl. 1253)
190. Nas palavras do então Conselheiro Relator Luis Fernando Vasconcellos em seu voto no caso,
[...] as recomendações sugeridas pela ProCADE tem uma natureza híbrida, mas mais aproximadas à
medidas estruturais (notadamente a celebração de um contrato de fornecimento de gás natural entre
Petrobrás e Gemini), visto que altera a estrutura de relacionamentos no interior do Consórcio. Em
apertada síntese a recomendação procura eliminar os incentivos a adoção de práticas discriminatórias,
notadamente aquelas associadas ao fornecimento do insumo gás natural em condições não alcançáveis
pelos não participantes do Consórcio Gemini.
(fl. 1258)
191. Ressalta­se que, no julgamento do caso em plenário, a ProCADE retirou sua sugestão e se alinhou à
restrição de transparência sugerida pelo então Relator. Não obstante, extrai­se da leitura do voto do
Relator que a proposta da ProCADE foi discutida com atenção dentre as possibilidades aventadas na
ocasião, tratando­se da alternativa mais próxima às restrições então impostas pelo Cade.[77] De fato, o
ex­Conselheiro chegou a instar as Requerentes do AC a se manifestar sobre a proposta, do que concluiu
então que o Anexo 6 se aproximaria de um contrato real de fornecimento, desde que observadas as
restrições impostas pelo Cade quanto à CGG (Conta Gráfica do Gás). A partir das considerações
expostas no voto, percebe­se que a solução dada foi uma tentativa de equilibrar a necessidade de haver
contrato de fornecimento com a restrição de transparência sugerida pelos pareceres da SDE e da SEAE.
[78]
192. Apesar de o Cade, na ocasião, ter considerado o Anexo 6 suficientemente próximo de um contrato de
fornecimento, desde que modificado pelas restrições então impostas, há de se considerar que vários fatos
novos surgiram desde julgamento do AC Gemini até o presente momento que, no entender da SG,
podem suscitar a necessidade rever esse posicionamento, conforme relatado no decorrer da presente
Nota Técnica. Primeiramente, a decisão do Cade no AC foi destituída judicialmente em seu aspecto
principal, relativo à transparência, o que motivou o Cade a determinar a reabertura do AC para averiguar
a necessidade de revisão daquela decisão.[79] Em segundo lugar, foram apurados indícios robustos de
discriminação injustificada com dano concreto à concorrência, fruto justamente das condições previstas
no Anexo 6 e (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL),
em conjunto com as cláusulas de fidelização praticadas pelo Consórcio. Adicionalmente, foi proferida
liminar do STF que, ainda não cumprida, resulta em vazio regulatório irregular com relação à tarifa e às
condições de contratação praticadas pelo Consórcio. Finalmente, por ocasião da revisão regulatória
quinquenal, surgiu periculum in mora.
193. A partir disso, em sede de análise de urgência, a SG entende que a suspensão do Anexo 6 e imposição de
contrato de fornecimento é a medida mais adequada e proporcional, tanto no sentido de refletir as
conclusões originais do Cade no julgamento do AC Gemini para remediar os incentivos à discriminação,
quanto na intenção de garantir a cessação da prática, nos termos do art. 84, §1º, da Lei nº 12.529/2011.
194. Cumpre ressaltar que as Representadas se manifestaram contrariamente a essa proposta. No seu
entender, a suspensão do Anexo 6 implicaria, em essência, a desconstituição do Consórcio Gemini, o
que significaria o desfazimento, em sede de decisão interlocutória, de operação já aprovada pelo Cade.
Em razão disso, afirmam, ainda, que tal medida ensejaria periculum in mora reverso.
195. Entretanto, a SG entende que esse argumento não procede. De início, é preciso levar em consideração
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que o AC Gemini se encontra atualmente em reapreciação, visto que o Plenário do Cade considerou sua
decisão ineficaz, significando que sua aprovação voltou a estar pendente no Cade.
196. Além disso, a matéria apreciada no AC Gemini não foi somente o Anexo 6 do Acordo Operativo, mas
sim todo o arranjo concorrencial resultante daquilo que foi denominado de “Projeto Gemini” e que seria,
em essência, a
[...] constituição da joint­venture entre a White Martins e a Gaspetro para a constituição da sociedade
limitada GNL Gemini Comercialização e Logística de Gás Ltda. (GNL Gemini), além de um consórcio
firmado entre a Petrobrás, a White Martins e a GNL Gemini, denominado Consórcio Gemini, que atuará
conjuntamente na produção, comercialização e distribuição de Gás Natural Liquefeito (GNL).
(fl. 1238­1239)
197. Depreende­se que a essência do Projeto consiste na montagem de operação voltada à liquefação de gás
natural e comercialização de GNL, de modo que as duas participantes iniciais, Petrobras e White
Martins, mantenham integração vertical com a joint venture responsável pela comercialização – com
eficiências daí resultantes – e possam auferir resultados do investimento. Para efetivar o negócio, foi
concebido o Acordo Operativo do Consórcio, que dispõe, com seus anexos, sobre vários elementos
voltados à consecução desse objetivo, dentre eles as regras de remuneração fixadas no Anexo 6. Nesse
esquema, a SG entende que o Anexo 6 não constitui a essência do que foi analisado no AC Gemini, mas
somente um mecanismo dentre vários possíveis para viabilizar a distribuição dos resultados do Projeto
entre suas participantes.
198. Com efeito, a suspensão do Anexo 6 não elide os fundamentos do Projeto. A integração vertical não será
desfeita[80] e a Petrobras e a White Martins ainda serão capazes de auferir lucros com a venda de GNL
por meio de sua participação no capital social da GásLocal. As duas empresas são proprietárias de todo o
capital social da GásLocal e, portanto, continuarão sendo capazes de definir as regras de remuneração
societária da empresa e todas as demais decisões estratégicas de atuação e gestão, a fim de estabelecer
taxas de retorno adequadas ao investimento. Além disso, a operação de liquefação e comercialização do
gás, que constitui o próprio objetivo do Projeto, será inteiramente resguardada, mantida sua
infraestrutura e, inclusive, a operação plenamente funcional do ramal de transporte que conecta a planta
de liquefação e que se encontra atualmente em situação irregular.
199. No entender da SG, desconstituir o Consórcio seria medida muito mais drástica, dependente de outros
fatores tais como o fim da integração vertical, a impossibilidade de auferir lucros societários com o
projeto, o fim do bypass regulatório e, no limite, a impossibilidade de as Representadas continuarem, em
conjunto, as atividades de liquefação de gás e comercialização de GNL. Conforme exposto, no tópico
anterior, a SG efetivamente considerou tais medidas desproporcionais para fins de medida preventiva.
Nessa linha, entende­se, ainda, que a mera suspensão da eficácia do Anexo 6 e adoção de contrato de
fornecimento não enseja periculum in mora reverso, pois não tem o condão de anular definitivamente o
instrumento e permite o retorno à situação atual sem maiores custos, caso o Cade decida em momento
futuro suspender ou modificar a aplicação da medida preventiva ora proposta.
200. Ainda assim, é certo que o Anexo 6 consiste em plano de contas para remuneração de todas as
consorciadas, e não somente da Petrobras. Desse modo, a SG entende que deve ser facultada às
Representadas a adoção de novo instrumento contratual que regule a remuneração da White Martins e da
GásLocal no Consórcio até a decisão final do Cade no presente processo, desde que não sejam criadas
novas regras de remuneração à Petrobras ou qualquer outra regra que possa restabelecer a situação de
discriminação no fornecimento de gás natural ao Consórcio e/ou benefícios injustificados à GásLocal, à
White Martins ou a empresas correlatas.
201. Feitas essas considerações, a questão se volta, então, à determinação de qual contrato de fornecimento
deve ser adotado em substituição ao Anexo 6 até a decisão final no presente feito.
202. Seria possível, inicialmente, suscitar a intervenção das agências reguladoras (ANP ou Arsesp) para
fixação de tarifa e condições de contratação. Entretanto, o histórico de tentativas de regular a atuação da
GásLocal evidencia grandes dificuldades de operacionalização, conforme abordado no tópico II.2.1.1
anterior e na seção II.1.1.2, tópico “a.”. Passados nove anos, até hoje não foi possível executar a decisão
liminar do STF que permitiria à Arsesp ter competência para regular o fornecimento de gás ao
Consórcio.[81] Ainda, a regulação da ANP sobre o gás a granel é eminentemente técnica, sem
intervenção sobre o preço ou as demais condições de contratação. Ademais, o Cade não tem competência
para determinar à ANP que proceda à imposição de contrato de fornecimento, o que deve ser feito por lei
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ou por decisão interna da ANP. Assim, a SG entende que a intervenção das agências reguladoras não é
medida possível para viabilizar a cessação da prática em sede de cautelar de urgência, nos termos do art.
84, §1º, da Lei nº 12.529/2011.
203. Tendo em vista que a conduta investigada tem o potencial de afetar negativamente os mercados de (i)
distribuição canalizada, (ii) distribuição a granel (GNC e GNL) e (iii) combustíveis substitutos, seria
possível considerar, alternativamente, a adoção de contrato de fornecimento atualmente existente em
algum desses três mercados. Quanto aos combustíveis substitutos, não foi possível apurar indícios de
dano concreto nesse mercado, isto é, não existe fumus boni iuris a partir do que consta na presente Nota
Técnica. Quanto ao mercado de gás a granel, ressalta­se que os contratos de fornecimento de GNC
devem englobar, além do preço da molécula de gás e do seu transporte, valor referente à margem de
distribuição paga à concessionária, o que os torna inicialmente mais caros que os contratos de
fornecimento às próprias concessionárias. Repisa­se que não foi observado periculum in mora quanto ao
mercado de GNC, de sorte que uma determinação baseada nesses contratos em sede de medida
preventiva poderia representar ônus adicional às Representadas sem observância da condição de
periculum in mora. Lembre­se, ainda, que o periculum in mora suscitado como fundamento para o
pedido de preventiva ora analisado se sustenta exclusivamente na expansão da malha dutoviária no
âmbito da atual revisão tarifária. Portanto, embora haja indícios de dano a outros mercados, a SG
entende que os contratos do mercado de distribuição canalizada são o parâmetro mais adequado e
proporcional para fins de aplicação de preventiva.
204. Conforme revela a instrução do Inquérito Administrativo nº 08700.002600/2014­30,[82] que trata de
suposta discriminação no fornecimento de gás natural a diferentes distribuidoras de gás canalizado,
existem atualmente em vigor dois modelos principais de contrato, quais sejam: (i) os contratos que já
não são mais ofertados pela Petrobras, dentre eles o de gás nacional e o de gás boliviano (TCQ); (ii) e os
contratos sem vinculação à origem (NPP).[83] Nos autos daquele Inquérito, consta também que:
i. O contrato NPP é o mais adotado no mercado e aquele que possui preço mais vantajoso
atualmente;
ii. Desde 2007, a Petrobras não oferta mais as modalidades nacional e TCQ, disponibilizando às
concessionárias apenas a modalidade NPP.
iii. Em virtude de contrato TCQ assinado antes de 2007 e de contrato NPP assinado depois de 2007, o
preço de aquisição de gás pago pela Representante é um fruto de um mix entre as duas
modalidades contratuais.[84]
205. A partir dos fatores acima, parece inicialmente que o contrato NPP é o modelo mais apropriado, eis que
seu preço é inferior – portanto, menos invasivo –, e que sua disponibilização é corriqueira no mercado,
constituindo a política comercial atual da Petrobras para com as concessionárias. Além disso, a NPP foi
precisamente a modalidade contratual requerida pela Representante em seu pedido de medida preventiva.
Adicionalmente, para se certificar da adequação desse modelo contratual, foi enviado à Arsesp o Ofício
nº 1798/2015/CADE (SEI nº 0041405), o qual continha a seguinte indagação: “a adoção da medida
preventiva nos termos requeridos pela Comgás seria eficiente para possibilitar a inclusão dos
investimentos planejados pela concessionária na atual revisão tarifária?” Ao que a Arsesp respondeu:
Sim, no entender da Arsesp a adoção da medida preventiva no sentido de suspender a aplicação do
Anexo 6 e, em seu lugar, utilizar as condições e preços do contrato NPP traria igualdade de tratamento
aos players do mercado de gás, ou seja, resolveria o problema do tratamento discriminatório que a
Petrobras vem causando ao mercado ao beneficiar o Consórcio Gemini em detrimento da concorrência.
(SEI nº 0042600, pp. 1­2)
206. A agência coloca, ainda, que a adoção dessa medida pode ser benéfica às distribuidoras de GNC, tendo
em vista as reclamações da ABGNC sobre da conduta ora investigada. Considerando o que foi relatado
na seção II.1.1.4, tópico “c.”, a SG concorda com esta observação, pois entende que uma medida que
vise a corrigir o custo de gás possivelmente discriminatório praticado ao Consórcio Gemini não teria o
condão de prejudicar os mercados de GNC e de combustíveis substitutos, mas sim o contrário,
reaproximando esse valor dos custos reais da cadeia de produção e permitindo ao mercado funcionar em
dinâmica mais próxima do que se espera em condições normais de concorrência, conforme descrito na
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seção II.1.1.1. Tendo em vista todas as considerações acima colocadas, a SG entende que a
modalidade contratual NPP é o modelo mais adequado e proporcional para fins de substituição do
Anexo 6 em sede de medida preventiva.
207. É necessário observar, por fim, que o contrato NPP pode variar entre as diferentes concessionárias
quanto a condições de contratação tais como as cláusulas de take­or­pay, ship­or­pay, duração do
contrato, volume etc. Tendo em vista que a planta de liquefação da White Martins se localiza em
Paulínia, SP, município que está dentro da área de concessão da Comgás, a SG entende que as principais
condições de contratação devem seguir o modelo do atual contrato NPP existente entre Petrobras e
Comgás. Tais condições são: preço final do contrato e sua fórmula de cálculo; percentuais anuais e
mensais de take­or­pay e ship­or­pay; reajuste contratual; e moeda de precificação. As demais condições
de contratação, tais como volume contratado, duração do contrato etc. não necessitam de endereçamento,
podendo ser pactuadas livremente desde que não sejam injustificadamente discriminatórias, não
favoreçam a GásLocal perante as demais distribuidoras e não disponham sobre valores pecuniários,
como preço, descontos, entre outros.
208. Como elemento adicional, ressalta­se que a Petrobras aplica descontos extracontratuais sobre o
contrato NPP, com vistas a manter a competitividade do preço do gás natural frente a outros energéticos,
conforme relatado nos autos do já mencionado Inquérito nº 08700.002600/2014­30. Sem esses
descontos, o NPP teria preço final superior ao TCQ atualmente. Para evitar que o preço ou qualquer
condição relevante de fornecimento, tal como conceituado no parágrafo anterior, seja alterado
extracontratualmente, deve­se vedar, ainda, a prática de condições extracontratuais de fornecimento, à
exceção dos descontos, desde que também sejam concedidos à Comgás, em valor idêntico.
209. A parte III da presente Nota Técnica trará em mais detalhes as especificações a serem seguidas para
aplicação da medida preventiva ora sugerida, retiradas do contrato NPP entre Petrobras e Comgás.
2.2.4.7.
Suspensão da fidelização contratual de clientes âncoras
210. Conforme relatado nas seções II.1.2 e II.1.1.4, tópico “b.”, o dano irreparável que se objetiva evitar com
a aplicação de medida preventiva é a obstrução da expansão da rede dutoviária da Comgás aos
municípios paulistas entre eles os de Cosmópolis, Engenheiro Coelho, Rio das Pedras e Mococa,
obstrução essa que estaria sendo viabilizada pelo fechamento do mercado local através da captura das
clientes âncoras ABL, Louis Dreyfus, Arcor e Metalúrgica Mococa, respectivamente.
211. Ainda, conforme colocado na seção II.1.1.4, tópico “b.”, a captura da cliente não decorre apenas do
preço final praticado pela GásLocal, mas também da fidelização dessas clientes por meio de cláusulas
contratuais de prazo, take­or­pay, multa rescisória e renovação automática. Relatou­se que tais cláusulas
foram conhecidas pelo Cade na operação do AC Gemini, mas que, na ocasião, a SEAE as considerou
legítimas e o Plenário optou por não impor nenhuma restrição, no entendimento de que eventual
distorção causada pela fidelização constituiria matéria regulatória.
212. Não obstante, na mesma seção da presente Nota Técnica, a SG trouxe os vários fatos novos que surgiram
desde aquela decisão do Cade, notadamente a reabertura do AC, a existência de vazio regulatório, os
indícios de tratamento discriminatório anticompetitivo, a capacidade da GásLocal de fazer cláusulas de
fidelização menos severas, entre outros. Esta SG ponderou, ainda, que o custo discriminatório de gás
praticado para o Consórcio poderia conferir maior poder de barganha à GásLocal para, ofertando preços
finais menores, ter mais facilidade na negociação de cláusulas mais estritas de fidelização, o que por sua
vez reforçaria a captura da cliente, sem possibilidade de disputa concorrencialmente equilibrada por
parte da Comgás. Desse modo, reputou­se possível que a fidelização que se observa hoje tenha sido
obtida por meio da conduta discriminatória anticompetitiva no fornecimento de gás ao Consórcio.
Concluiu­se, portanto, que os resultados danosos que se quer evitar são causados tanto pela
discriminação anticompetitiva quanto pela fidelização das clientes.
213. Em vista essas considerações, é possível cogitar que há necessidade de endereçar as cláusulas de
fidelizadas na definição das obrigações a serem imposta às Representadas por meio da medida
preventiva ora recomendada. A SG não descarta essa possibilidade. No entanto, existem nos autos
elementos que levam a crer que tal medida poderia não ser estritamente necessária. Primeiramente, a
própria Representante não requereu a imposição de obrigações relativas à fidelização. Ao ser indagada
sobre a necessidade de medida nesse sentido, a Representante alegou que seria importante, mas não
essencial, frisando que o pedido se volta primariamente à suspensão do Anexo 6 e adoção de contrato de
fornecimento (SEI nº 0047534). No seu entender, o pedido principal já seria suficiente para permitir a
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migração contratual de clientes fidelizadas, por aumentar os custos da GásLocal e, consequentemente,
forçar uma revisão contratual.[85]
214. Do ponto de vista do Cade, a imposição de medida relativa à fidelização poderia ser mais invasiva, pois
implica a revisão de contratos de terceiras, que não são parte do presente processo. À luz dessas
considerações, a SG entende mais apropriado e proporcional não recomendar a adoção de
obrigação sobre a fidelização contratual das clientes âncoras em sede preventiva no atual
momento. Frise­se, no entanto, que esse entendimento está sendo adotado preventivamente e que a
fidelização obtida a partir de custo discriminatório continua integrando a conduta investigada e, portanto,
constituindo uma preocupação. Entende­se que essa questão deve receber atenção durante o processo,
ficando em aberto a possibilidade de o Cade endereçá­la posteriormente, preventivamente ou em decisão
final de mérito, abrindo­se a oportunidade para receber argumentos das partes.
2.2.5.
Aspectos de efetividade
2.2.5.8.
Monitoramento
215. Para monitorar o cumprimento da medida preventiva requerida, o pedido da Representante trouxe as
seguintes sugestões:
i. Apresentação do contrato NPP firmado entre Petrobrás e White Martins;
ii. Separação contábil entre Petrobras e GásLocal, com comprovação de transferência financeira entre
as empresas;
iii. Apresentação trimestral de informações sobre contratos com clientes do Consórcio a SG, DEE e
Arsesp (cliente, volume, prazo de vigência, preço da molécula, preço final, reajuste e distância do
cliente até a planta da GásLocal);
iv. Apresentação trimestral de informações sobre o fornecimento de gás da Petrobrás ao Consórcio a
SG, DEE e Arsesp (volume contratado e entregue, valor da molécula e valor efetivamente pago);
v. Apresentação trimestral de demonstrativos do Consórcio a SG, DEE e Arsesp;
vi. Monitoramento por parte do DEE utilizando­se da seguinte fórmula:
PF ≥ CL + CM + CT
em que
PF = preço final comercializado pela GásLocal (após descontos)
CL = custo de liquefação, a ser informado por entidade independente
CM = custo da molécula de gás
CT = custo do transporte de gás
216. A SG considera adequados os pedidos relativos aos itens (i) a (iv) acima, na medida em que permitem
avaliar a existência de discriminação no fornecimento de gás ao Consórcio e os reflexos de eventual
discriminação no preço final, o que pode afetar a dinâmica dos modais de distribuição (seção II.1.1.1).
Como ressalva, visto que o contrato NPP deverá ser celebrado entre Petrobras e White Martins, o
aspecto a ser monitorado é a transferência financeira entre as duas empresas, e não entre Petrobras e
GásLocal.
217. Quanto ao item (v), a SG não entende necessário receber todo o volume de informações referente às
demonstrações contábeis do Consórcio, pois as demais cláusulas de monitoramento já possibilitam
observar a assinatura do contrato NPP e as transferências à Petrobras a título de fornecimento de gás.
Adicionalmente, a medida ora sugerida prevê vedação a qualquer outra forma de remuneração da
Petrobras no Consórcio. Por fim, a proposta da SG também faculta a confecção de novas regras para
remuneração da White Martins e da GásLocal, justamente porque, a princípio, tal remuneração não
guarda nexo com a conduta ora investigada, sendo desnecessário determinar previamente seu
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monitoramento.
218. A SG entende, ainda, que o item (vi) também não é desejável. Do modo como está colocado, determina­
se um patamar mínimo para o preço final da GásLocal considerando uma fórmula com apenas três
elementos. O Cade não detém a expertise técnica de uma agência reguladora na área de gás natural, de
modo que não está apto a avaliar quais elementos seriam plausíveis na composição do preço do gás
natural. Além disso, nenhuma distribuidora de gás a granel tem seu preço final regulado dessa forma, o
que impõe ônus assimétrico à GásLocal. Não se descarta, ainda, a possibilidade de que esse tipo de
monitoramento venha a impedir a Representada de competir no seu próprio mérito através de processo
produtivo mais eficiente. Não obstante, é desejável que o Cade e a Arsesp conheçam a estrutura de
custos da empresa a fim de assegurar que o preço final esteja refletindo os custos reais de sua operação,
detectando­se qualquer sinal de tratamento discriminatório. Portanto, recomenda­se a inserção desse
dado nas disposições relativas a monitoramento.
219. Em conclusão, recomenda­se o deferimento parcial dos pedidos da Representante relativos ao
monitoramento de cumprimento da medida preventiva requerida.
2.2.5.9.
Prazo e multa diária por descumprimento
220. Nos termos do art. 13, inc. XI, da Lei nº 12.529/2011, é necessário fixar prazo para cumprimento da
medida preventiva e multa diária em caso de descumprimento.
221. A Representante requereu o prazo de 30 dias para assinatura do contrato NPP. A partir das considerações
feitas na seção II.2.1 acima, entende­se que a medida ora proposta pode ser de aplicação não trivial às
Representadas, exigindo a celebração de novos contratos e, portanto, de planejamento, negociação e
outros custos de transação. Desse modo, a SG considera mais adequado um prazo de 60 dias para
cumprimento da medida preventiva a ser aplicada, naquilo que dispuser sobre celebração e suspensão de
contratos. Para as demais obrigações, a SG entende que deve ser determinada a vigência imediata. Em
ambos os casos, a medida deve vigorar até a decisão final do Cade no presente processo.
222. A multa diária para descumprimento de medida preventiva é regida pelo art. 39 da Lei nº 12.529/2011,
que estabelece como parâmetros para sua fixação a “situação econômica do infrator e a gravidade da
infração”. Considerando que as Representadas são empresas de grande porte e que a infração tem o
potencial de impedir as externalidades positivas relacionadas à chegada de gás canalizado aos
municípios paulistas de Cosmópolis, Engenheiro Coelho, Rio das Pedras e Mococa, entre outros –
abrangendo tanto as residências (população total estimada em 185 mil pessoas, ou mais, se considerado
o potencial de dano para outros municípios),[86] quanto grande parte dos setores econômicos, em
especial a indústria, afetando a competitividade de toda a localidade –, a SG entende que a multa diária
deve ser fixada em R$ 75.000,00 (setenta e cinco mil reais),[87] sem prejuízo das demais sanções civis e
penais cabíveis.
2.2.6.
Conclusões
223. Em análise feita no tópico II.2.1.1 da presente seção, a SG entendeu não ser materialmente possível a
reversão à situação anterior, conforme preconiza o art. 84, §1º, da Lei nº 12.529/2011, em razão da
desproporcionalidade, inadequabilidade, risco de periculum in mora reverso e invalidez jurídica das
alternativas estudadas.
224. A partir disso, concluiu­se na seção II.2.1.2 que a suspensão do Anexo 6 e imposição do contrato NPP
entre Petrobras e White Martins para regular o fornecimento de gás natural ao Consórcio Gemini seria a
medida mais adequada e proporcional para garantir a cessação da prática. Portanto, recomenda­se o
deferimento do pedido da Representante nesse aspecto. Na seção II.2.1.3, concluiu­se, ainda, que por ora
não é desejável impor obrigações relativas à fidelização contratual de clientes âncora, mas que essa
questão deve permanecer em aberto para investigação no decorrer do presente processo.
225. Quanto aos aspectos de monitoramento, recomenda­se o deferimento parcial do pedido da
Representante, devido à desnecessidade e desproporcionalidade de alguns dos pedidos, determinando­se
apenas a apresentação de dados referentes aos novos contratos celebrados em cumprimento da medida
preventiva, dos contratos da GásLocal com clientes finais e das transferências financeiras entre Petrobras
e White Martins a título de fornecimento de gás natural.
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226. Quanto ao prazo, recomenda­se o deferimento parcial do pedido da Representante, com prazo de 60 dias
para cumprimento das obrigações que envolvam suspensão ou celebração de contratos e vigência
imediata das demais obrigações, a contar da publicação da decisão que aplicar a medida preventiva.
227. Finalmente, recomenda­se a aplicação de multa diária por descumprimento no valor de R$ 75.000,00
(setenta e cinco mil reais).
3.
CONCLUSÃO
228. De todo o exposto, a SG conclui que estão presentes as condições necessárias à concessão de medida
preventiva, quais sejam, fumus boni iuris (indícios robustos de discriminação anticompetitiva no custo
de gás natural fornecido pela Petrobras ao Consórcio Gemini) e periculum in mora (revisão tarifária
regulatória iminente para definição dos investimentos do próximo ciclo quinquenal), com risco de lesão
irreparável ao mercado (mais cinco anos sem expansão da malha dutoviária a municípios com clientes
âncoras capturadas, obstruindo o abastecimento de gás natural canalizado a milhares de pessoas e
empresas consumidoras).
229. A partir disso, nos termos do artigo 13, inciso XI, da Lei 12.529/2011, recomenda­se o deferimento
parcial do pedido da Representante de imposição de medida preventiva formulado na petição SEI nº
0032321, para que seja aplicada medida preventiva no sentido de cessar o tratamento discriminatório
anticompetitivo no fornecimento de gás natural da Petrobras para ao Consórcio Gemini, bem como a
fidelização das clientes âncora clientes âncora ABL, Arcor, Louis Dreyfus e Metalúrgica Mococa em
relação à Comgás. Para que esse efeito seja atingido, recomenda­se como escopo da medida preventiva
que:
i. O fornecimento de gás natural do Sistema Petrobras para o Consórcio Gemini seja feito de forma
não discriminatória com relação às demais distribuidoras de gás natural;
ii. Para isso, dentro de 60 dias da publicação no D.O.U. da decisão que aplicar a medida preventiva
ora sugerida e até a decisão final do Cade no presente processo, seja suspensa a eficácia do Anexo
6 do Acordo Operativo do Consórcio Gemini, firmado em 22 de outubro de 2004, e de todos os
aditivos e contratos que o modifiquem;
iii. Dentro de 60 dias da publicação no D.O.U. da decisão que aplicar a medida preventiva ora
sugerida e até a decisão final do Cade no presente processo, a White Martins e a Petrobras
celebrem entre si contrato de fornecimento de gás natural no âmbito do Consórcio Gemini, nos
termos da Nova Política de Preços – NPP tal como aplicada atualmente à Comgás, conforme
segue:
a. Preço final por unidade de medida de gás sem impostos: idêntico ao praticado no contrato
NPP da Comgás (ou aditivo mais recente), seguindo a mesma fórmula de cálculo;
b. Eventuais descontos extracontratuais: idênticos aos concedidos à Comgás, na mesma base
temporal e pelo mesmo prazo, sendo vedada a concessão de descontos extracontratuais
discriminatórios;
c. Percentual de take­or­pay: anual de 80% e mensal de 60%;
d. Percentual de ship­or­pay: anual de 80% e mensal de 60%;
e. Reajuste contratual (correção):
a. Da “Parcela Fixa” ou “Parcela da molécula/commodity”: Índice Geral de Preços do Mercado
– IGPM, conforme calculado pelo Instituto Brasileiro de Economia da Fundação Getúlio
Vargas – IBRE/FGV;
b. Da “Parcela Variável” ou “Parcela de Transporte”: cesta de óleos conforme definida no
contrato NPP da Comgás com a Petrobras, ou seja, média dos pontos médios diários das
cotações superior e inferior, publicadas no Platt’s Oilgram Price Report, tabela Spot Price
Assessments, considerados os produtos ali designados como: (i) Fuel Oil 3,5% Cargoes
FOB Med Basis Italy (Europa – Mediterrâneo – Itália), Código Platt’s PUAAZ00; (ii) Fuel
Oil #6 Sulphur 1% 6º API US &Ulf Coast Waterborne (Estados Unidos – Golfo
Americano), Código Platt’s PUAAI00; e (iii) Fuel Oil #6 Sulphur 1% Cargoes FOB NWE
(Europa – Noroeste), Código Platt’s PUAAM00.
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f. Moeda de precificação: média trimestral do dólar estadunidense, aplicando­se a mesma base
temporal do contrato NPP existente entre o Sistema Petrobras e a Comgás;
g. Duração do contrato, volume contratado e demais condições contratuais, desde que não
tenham relevância concorrencial: livre negociação.
iv. Alternativamente às condições contratuais do item (iii), subitens (c), (d), (e) e (f) acima, sejam adotadas,
no contrato NPP a ser firmado com a White Martins, condições idênticas ao contrato NPP existente entre
Comgás e Petrobras, sendo facultada a celebração de novo contrato NPP com a Comgás, desde que em
condições estritamente mais favoráveis às atuais, de modo que as condições do item (iii), subitens (a) até
(f), sejam idênticas nos contratos NPP entre Petrobras e Comgás e Petrobras e White Martins;
v. Seja facultada às Representadas a adoção de novos contratos para reger a remuneração da White Martins
e da GásLocal no Consórcio Gemini até a decisão final do Cade no presente processo, desde que não
sejam discriminatórios e que reflitam os reais custos econômicos da operação;
vi. Seja vedado, até a decisão final do Cade no presente processo:
a. O desconto por parte da Petrobras ao Consórcio Gemini das perdas de gás natural no processo de
liquefação, transporte, armazenamento e regaseificação;
b. A criação de regras de remuneração, a título de aporte de gás natural por parte do Sistema
Petrobras ao Consórcio Gemini, que sejam conflitantes com a NPP aplicada à Comgás, incluindo
descontos e condições extracontratuais diferenciadas ou que visem ao restabelecimento integral ou
parcial das atuais regras de remuneração à Petrobras previstas no Anexo 6. Excetuam­se as
condições contratuais do item (iii) (g) acima e os eventuais descontos extracontratuais que só
poderão ser concedidos com observância do disposto no item (iii) (b) acima;
c. A celebração de contrato contendo qualquer outro dispositivo que estabeleça regras de
remuneração da Petrobras pelo fornecimento de gás natural ao Consórcio Gemini.
vii. Para fins de monitoramento, até a decisão final do Cade no presente processo, sendo que, com relação às
obrigações trimestrais abaixo listadas, a data da primeira apresentação de informações será 60 dias
depois da publicação no D.O.U. da decisão que aplicar a medida preventiva ora proposta:
a. Seja submetida ao Cade e à Arsesp cópia do contrato NPP a ser firmado entre a Petrobras e a White
Martins por força da decisão que aplicar a medida preventiva ora proposta;
b. Sejam submetidas trimestralmente ao Cade e à Arsesp quadro resumo com as informações listadas
abaixo sobre o fornecimento de gás natural da Petrobras à White Martins. Deverá ser feita menção
expressa às cláusulas contratuais que fundamentam tais informações e apresentada memória de cálculo
para valores de preço, apresentando­se cópia dos novos contratos firmados, inclusive aditivos
contratuais:
1. Volume contratado;
2. Volume efetivamente entregue;
3. Valor praticado pelo fornecimento de gás, segregando­se a parcela referente à molécula e a parcela
referente ao transporte.
c. Seja submetido trimestralmente ao Cade e à Arsesp comprovante das transferências financeiras entre
Petrobras e White Martins a título de fornecimento de gás natural ao Consórcio Gemini no trimestre
anterior, com memória de cálculo do preço que constar no comprovante. Tais informações devem
abranger multas relativas a take­or­pay, ship­or­pay e outras multas contratuais;
d. Sejam submetidas trimestralmente ao Cade e à Arsesp quadro resumo com as informações listadas
abaixo sobre as contratações do Consórcio Gemini. Deverá ser feita menção expressa às cláusulas
contratuais que fundamentam tais informações e apresentada memória de cálculo para valores de preço,
apresentando­se cópia dos novos contratos firmados, inclusive aditivos contratuais:
1. Cliente;
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2. Distância da cliente até a planta de liquefação da GásLocal (atualmente em Paulínia, SP);
3. Distância da cliente até a planta de compressão mais próxima;
4. Volume contratado;
5. Duração do contrato;
6. Percentuais de take­or­pay e de ship­or­pay, anuais, mensais e/ou qualquer outro período
contratualmente previsto;
7. Preço final praticado em R$/m³ no período reportado, de três maneiras distintas: (i) sem impostos, (ii)
com PIS/COFINS e (iii) com PIS/COFINS e ICMS;
8. Elementos da estrutura de custo que permitem a formação do preço final observado, incluindo: preço
base da molécula de gás natural, preço base do transporte de gás natural, custo de frete, seguros, pedágio,
liquefação, regaseificação, perdas e consumo interno de gás natural no processo de produção de GNL e
os demais custos envolvidos na operação do Consórcio. Todos os valores devem ser expressos em
R$/m³;
9. Moeda da precificação do contrato (dólar, real etc.);
10. Forma de reajuste do contrato; e
11. Existência de isenção de multa caso a cliente queira rescindir o contrato com a GásLocal e contratar o
fornecimento da Comgás na forma canalizada. Caso não exista isenção, valor da multa;
viii. Seja imposta multa diária de R$ 75.000,00 (setenta e cinco mil reais) por descumprimento de qualquer
uma das obrigações estabelecidas nos itens acima, sem prejuízo das demais sanções civis e penais
cabíveis, nos termos do art. 84, § 1º, c/c art. 39, ambos da Lei nº 12.529/2011;
ix. Sejam oficiadas a Arsesp e a ANP para ciência da decisão de aplicação de medida preventiva nos termos
ora propostos.
Estas as conclusões. Encaminhe­se ao Superintendente Geral Interino.
[1] A análise das possíveis interações competitivas entre GNL, GNC e gás canalizado foi considerada pelo
Plenário do Cade como essencial à instrução do presente Processo Administrativo, conforme colocado pelo
voto da Conselheira­Relatora Ana Frazão no presente processo. De fato, essa análise é essencial para a
compreensão dos motivos da aplicação de medida preventiva, conforme ficará claro no decorrer da presente
Nota Técnica.
[2] V. p. ex. Averiguação Preliminar nº 08012.007692/1999­11 (Representante: Auto Posto Esmeraldas Ltda.,
Representado: Esso Brasileira de Petróleo Ltda.), julgada em 17/12/08, e Processo Administrativo nº
08012.001099/1999­71 (Representante: Steel Placas Indústria e Comércio Ltda., Representadas: Comepla
Indústria e Comércio e outras), julgado em 23/05/12.
[3] Como exemplos de justificativas corriqueiras que são frequentemente legítimas do ponto de vista
concorrencial, é possível citar descontos por volume consumido ou situações em que o custo marginal de
fornecimento de um serviço aumenta significativamente em certos intervalos de tempo, como em períodos de
pico, fazendo com que a cobrança de preços diferenciados constitua prática eficiente.
[4] Conforme classificação do voto do relator no AC nº 08012.006171/2010­03 (AC GBD), com base no
Parecer da Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda – SEAE/MF naqueles autos
(fls. 496 e ss., autos públicos daquele AC). Para uma visualização completa da cadeia de gás natural no Brasil,
v. Nota Técnica Conjunta ANP nº 002/2011­CDC­SCM (fls. 226 e ss., autos públicos do presente processo).
[5] Também é possível fazer o transporte a granel por meio de GNL ou outro modal, principalmente por via
marítima. O Brasil realiza importações por meio desse modal, mas a circulação do produto dentro do território
nacional na etapa de transporte é feita quase que exclusivamente por dutos.
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[6] Apenas dois estados no Brasil subdividem seus territórios para permitir a atuação de mais de uma
distribuidora de gás natural canalizado: Rio de Janeiro (duas distribuidoras) e São Paulo (três distribuidoras).
[7] V., p.ex., voto do Conselheiro Relator Luis Fernando Rigato Vasconcellos no AC de formação do
Consórcio Gemini (AC nº 08012.001015/2004­08, Requerentes: Petrobras, White Martins e Gaspetro):
“Segundo as requerentes, o GNL possui um custo elevado de produção e distribuição, de modo que não
compete diretamente com o gás natural distribuído por meio de dutos.” V., ainda, estimativa das Requerentes
daquela operação, ora Representadas, segundo a qual o preço GNL seria aprox. (ACESSO RESTRITO
CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) superior ao preço final do gás canalizado,
conforme relatado no parecer da SEAE/MF naqueles autos (SEI nº 0003700, p. 8, nota de rodapé nº 13). Para
uma estimativa do custo de liquefação e compressão, v. nota nº 27 infra.
[8] Sobre as possibilidades de substituição do gás natural, v. p. ex. parecer da Secretaria de Acompanhamento
Econômico do Ministério da Fazenda – SEAE­MF no AC de formação do Consórcio Gemini (AC nº
08012.001015/2004­08, Requerentes: Petrobras, White Martins e Gaspetro), e instrução realizada no âmbito do
Ato de Concentração nº 08700.006668/2014­99 (Requerentes: Companhia Energética de Minas Gerais e Gás
Natural Internacional, SDG, S.A.).
[9] No documento SEI nº 0042642, protocolado no AC nº 08700.000137/2015­73 (Requerentes: Gasmig e
GásLocal), a Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico do Governdo do Estado de Minas Gerais
compila uma série de vantagens da utilização de projetos estruturantes para antecipação de demanda e
expansão da malha.
[10] V. documento SEI nº 0033285, em especial o cronograma do projeto de Mococa, SP.
[11] Mais especificamente, v. documento SEI nº 0042074, cópia de resposta a ofício juntada aos autos restritos
Cade, Petrobras e GásLocal do presente processo.
[12] RIGOLIN, Pascoal H. C. Avaliação Global dos Modos Energéticos de Transporte do Gás Natural
Inclusive como Energia Secundária. 2007. Dissertação (Mestrado em Energia) – Instituto de Eletrotécnica e
Energia, Universidade de São Paulo. São Paulo, 2007. (pp. 51­52, parcela do custo de capital da liquefação e
da regaseificação/armazenagem); BENDEZÚ, Marko A. L. Avaliação Técnico­Econômico das Alternativas
Tecnológicas de Transporte de Gás Natural. 2009. Dissertação (Mestrado em Engenharia Mecânica) –
Departamento de Energia Mecânica, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Rio de Janeiro, 2009.
(cap.3, apresentando modelos com estrutura de custo do GNC de três empresas e do GNL da GásLocal); e
parecer da FA Consultoria juntado às fls. 51­76, autos de acesso restrito ao SBDC (SEI nº 0001757).
[13] V. RIGOLIN, Pascoal H. C., op cit. nota nº 12 supra.
[14] Segundo Perrut (2005, p. 45), “uma carreta de GNL pode transportar até 6 vezes a quantidade de gás de
uma carreta GNC.”
[15] PRATES, Cláudia P. T. et al. Evolução da oferta e da demanda de gás natural no Brasil. BNDES Setorial,
24, set. 2006, p. 51.
[16] PERRUT, Fabio M. Potencial para Difusão de Tecnologias Alternativas ao Transporte de Gàs Natural
no Brasil: O Caso Gás Natural Comprimido e Gás Natural Liquefeito. 2005. Monografia (Bacharelado em
Economia) – Instituto de Economia, Universidade Federal do Rio de Janeiro. Rio de Janeiro, 2005.
[17] Op. cit., nota nº 15 supra, ibid.
[18] Op. cit., nota nº 16 supra.
[19] Op. cit., nota nº 16 supra.
[20] Op. cit., nota nº 12 supra.
[21] Empresas de nacionalidade argentina, brasileira e estadunidense, respectivamente.
[22] Op. cit., nota nº 12 supra.
[23] A zona em que o GNC é mais competitivo é representada pela área inferior do gráfico, abaixo das linhas
vermelha e azul.
[24] Op. cit., nota nº 12 supra.
[25] A dependência do volume apresentada pelo modal canalizado é justamente um dos fatores a justificar a
realização de projetos mutuamente benéficos com as distribuidoras de GNC e GNL, tais como os projetos
estruturantes descritos anteriormente.
[26] Em virtude da possível competição entre os modais GNL e canalizado, no próprio AC de formação do
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Consórcio Gemini (AC nº 08012.001015/2004­08, Requerentes: Petrobras, White Martins e Gaspetro), o então
conselheiro­relator Luis Fernando Rigato Vasconcellos em seu voto entendeu que no longo prazo o mercado
relevante é único para todo o gás natural, tendo em vista a constante possibilidade de chegada de infraestrutura
dutoviária. Ressalte­se, no entanto, que o ex­conselheiro não desconsiderou a complementariedade dos modais
no curto prazo e, ainda, que o referido voto analisou apenas os mercados de GNL e canalizado, sem análise do
GNC.
[27] Os estudos mencionados consistem no parecer da FA Consultoria juntado às fls. 51­76, autos de acesso
restrito ao SBDC (SEI nº 0001757), em Perrut (2005) (200 km) e em Bendezú (2009) (~250 km).
Quanto ao parecer da FA Consultoria, apresentado pela Associação Brasileira dos Distribuidores de Gás
Natural Comprimido – ABGNC, a Representada White Martins apresentou parecer econômico da Edgar
Pereira & Associados em que critica os pressupostos de custo do GNL adotados, afirmando que a GásLocal é
mais eficiente do que estimado pela FA Consultoria (diferente capacidade da planta e dias de pausa por ano).
Entretanto, o parecer da Edgar Pereira & Associados não trouxe estimativa própria ou dados ulteriores que
permitam a construção de estimativa diferente quanto ao raio de competitividade relativa entre GNC e GNL.
Quanto à estimativa de Prates et al. (2006), mencionada anteriormente na presente nota, que estimou o alcance
máximo viável do GNC como 100­150 km e a faixa de 500 a 1.000 km como própria para a atuação do GNL,
entende­se que sua utilização aqui não é possível em razão da ausência de explicitação de seus pressupostos,
dados ou qualquer outra consideração metodológica que permita sua validação e/ou contestação pelo Cade e
pelas partes do presente processo.
[28] Conforme voto do Conselheiro Relator Luiz Carlos Delorme Prado no Processo Administrativo nº
08012.007443/99­17 (Representante: SDE “ex officio”. Representadas: Terminal para Contêineres da Margem
Direita – TECONDI, Santos Libra Terminais S.A. – TERMINAL 37, Usiminas (Rio Cubatão Logística
Portuária Ltda.) e Santos Brasil – TECON), o “price­squeeze caracteriza­se como uma estratégia
anticompetitiva, adotada por uma firma integrada, que torna­se factível quando há qualquer divergência entre
preços e custos de acesso. A possibilidade para o price­squeeze surge quanto (i) uma firma integrada fornece
um insumo essencial para seus competidores não­integrados e quanto (ii) o preço marginal de acesso a esse
recurso, cobrado pela firma integrada, é estabelecido num nível acima do custo marginal verdadeiro.” Ainda,
conforme explica a ProCade em Parecer nº 251/2006 no Processo Administrativo nº 08012.008088/2003­31,
“[e]ntre as condutas imputadas às representadas, haveria a prática do conhecido price squeeze, pelo qual a
empresa dominante de uma cadeia de mercados verticalizados elevaria o preço dos insumos [...] e reduziria o
montante cobrado pelo produto final [...]. Apesar de ter sido identificado como preço predatório, parece não ser
ideal essa concepção, mais se aproximando do subsídio cruzado.”
[29] Ressalta­se que tais observações preliminares são tomadas na presente Nota Técnica apenas para fins de
apreciação do pedido de medida preventiva formulado pela Representante no documento SEI nº 0032321,
sendo possível uma definição mais aprofundada do mercado relevante em análises futuras.
[30] V. parecer técnico no Ato de Concentração nº 08700.006668/2014­99 (Requerentes: Companhia
Energética de Minas Gerais e Gás Natural Internacional, SDG, S.A.).
[31] V. constatações da nota técnica da Secretaria de Direito Econômico na Averiguação Preliminar nº
08012.002015/2006­89 e também dados da ANP referentes a 2013, segundo os quais a Petrobras detém
participação nacional de 90% apenas no setor de distribuição de óleo combustível. (ANP. Anuário Estatístico
Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2014. Disponível em: . Acesso em: 2 abr. 2015.)
[32] V. voto do Conselheiro Relator Luis Fernando Rigato Vasconcellos no AC de formação do Consórcio
Gemini (AC nº 08012.001015/2004­08, Requerentes: Petrobras, White Martins e Gaspetro).
[33] AC nº 08012.001015/2004­08, Requerentes: Petrobras, White Martins e Gaspetro.
[34] Conforme art. 7º e ss. da Lei nº 9.478/1997 (que institui a ANP) e as disposições da Lei nº 11.909/2009
(Lei do Gás).
[35] Para o GNC, v. Resolução ANP nº 41/2007. Para o GNL, v. Portaria ANP nº 118/2000.
[36] Atualmente, Deliberação Arsesp nº 496/2014.
[37] Em verdade, a decisão representou um esclarecimento de decisão liminar anterior, de lavra da então
ministra Ellen Gracie, publicada no D.O.U. de 4 de abril de 2006. Tal liminar havia sido proferida com o
mesmo espírito da referida decisão posterior da ministra Carmen Lúcia. No esclarecimento da ministra Carmen
Lúcia, ficou determinado que os efeitos das duas decisões deveriam se dar a partir da publicação da liminar
original, ou seja, em 4 de abril de 2006.
[38] V. voto do então Conselheiro Relator Luis Fernando Rigato Vasconcellos naquele AC.
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[39] Conforme explica a Conselheira Relatora Ana Frazão no voto de instauração do presente processo:
“Em 17.01.2007, assim que publicado o acórdão dos Embargos de Declaração, as empresas consorciadas
impugnaram judicialmente a decisão do CADE. Elas propuseram medida cautelar inominada com pedido de
liminar para impedir a divulgação pública de informações e documentos de caráter sigiloso até que fosse
apreciada, em sede de demanda anulatória, a legalidade das medidas de publicidade impostas pelo CADE por
ocasião da aprovação do Ato de Concentração n° 08012.001015/2004­08.
“Em 25.01.2007, a liminar foi indeferida em primeira instância, mas, em 26.01.2007, as autoras agravaram da
decisão, sendo que o agravo foi acolhido pelo TRF­1 Região em 29.01.2007 para “suspender a decisão do
CADE, ficando, porém, facultado, a tal órgão que tome outra decisão em seu lugar, dentro do principio da
razoabilidade”.
(fl. 1591)
[40] V. nota nº 39 anterior.
[41] Take­or­pay é um tipo de cláusula contratual que penaliza a cliente por não consumir todo o volume de
um produto contratado de uma fornecedora. Por exemplo, considerando um contrato com percentual de take­
or­pay de 100%, se a empresa cliente contrata um volume de fornecimento igual a X > Y, mas consome apenas
Y, será obrigada a pagar uma multa referente ao volume não consumido Z = X ­ Y. A multa pode ser menor
que ou igual ao valor que seria pago caso o volume Z fosse consumido a título desse consumo previsto. Dessa
forma, o efeito prático da cláusula de take­or­pay é que a cliente paga pelo produto ainda que não o utilize,
permitindo maior previsibilidade de demanda para a fornecedora. Ship­or­pay, por sua vez, é uma cláusula
semelhante, com a diferença que se refere à capacidade de transporte contratada e não utilizada, em vez do
volume contratado e não consumido.
[42] Op cit. nota nº 16 supra.
[43] A extensão da discriminação no custo de aquisição do gás natural encontrada pela FA Consultoria varia de
acordo com os pressupostos de margem de retorno e eficiência das carretas, o que parece estar em linha com os
resultados de Bendezú (2009) (v. seção II.1.1.1 acima). Para visualizar os valores exatos encontrados pela FA
Consultoria, v. SEI nº 0040617, pp. 21­23, ou fls. 71­74 dos autos de acesso restrito ao SBDC (SEI nº
0001757).
[44] Conforme registrado nos autos do Inquérito Administrativo nº 08700.002600/2014­30, a Comgás adquire
gás natural da Petrobras por meio de dois contratos de fornecimento: o Transportation Capacity Quantity
(“TCQ”), correspondente a gás de origem boliviana, e o contrato da Nova Política de Preços (“NPP”),
correspondente a gás de origem mista. Dessa forma, o preço de fornecimento da Comgás é um mix entre os
dois contratos, sendo que (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS) do volume contratado pela
concessionária é TCQ e (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS) é NPP. Segundo cálculos do DEE na
Nota Técnica nº 10/2015/DEE/CADE, o preço do fornecimento de gás segundo o contrato NPP da Comgás em
nov. 2013 foi de cerca de (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS), enquanto o do contrato TCQ no
mesmo período foi de aprox. (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS). Assim, o preço pago pela
Comgás naquele mês foi de aprox. (ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS), valor que é (ACESSO
RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) superior aos (ACESSO
RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL) calculados pela Arsesp a partir
do disposto no Anexo 6 como custo de gás ao Consórcio Gemini (molécula + transporte).
[45] Segundo o DEE/CADE, o método de dados em painel “consiste em mensurar o comportamento de
determinadas variáveis de forma multidimensional. São utilizados dados de fenômenos múltiplos, ocorridos ao
longo do tempo, para os mesmo indivíduos. Neste caso, trabalharemos com a dimensão ‘tempo’ (dados
mensais) e com a dimensão corte seccional (cross­sectional) relacionada às diferentes modalidades e regras
de precificação contratuais existentes nos contratos firmados com os compradores de gás natural
(indivíduos)” (SEI nº 0037787).
[46] Repise­se que o preço pago pela Comgás é composto por NPP (atualmente mais barato) e TCQ, v. nota nº
44 supra.
[47] Op. cit., notas nº 16 e 12 supra, respectivamente. V. seção II.1.1.1 acima.
[48] Para o percentual de perdas de cada modal, v. fls. 1595­1596, autos públicos.
[49] V. nota nº 7 supra.
[50] Com efeito, tal ilação encontra suporte no próprio depoimento das Representadas Petrobras e GásLocal
anterior ao protocolo do parecer da Edgar Pereira & Associados pela Representada White Martins: “[...] a
Petrobras é remunerada pelo gás aportado, conforme definido no Anexo 6.” (SEI nº 0042776, p. 4)
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[51] Isto é, custos de referência das contas CCG + CTG, ponderadas pelo respectivo reajuste e conta de
variação cambial.
[52] Segundo o ex­Conselheiro Luis Fernando Rigato Vasconcellos, então relator daquele feito, “[o] ponto
crítico da operação diz respeito à possibilidade de subsídios cruzados decorrentes da operação” (fl. 1252).
[53] Especialmente nas petições SEI nº 0042776 e nº 0035957.
[54] Essa justificativa foi utilizada também para justificar a discriminação de algumas cláusulas contratuais:
“A ausência de cláusula de ship or pay ou take or pay não é, de modo algum, evidência de prática
discriminatória. Cláusulas dessa natureza sequer fariam sentido no contexto em que a entrega do gás ao
Consórcio tem natureza jurídica e econômica de aporte societário” (SEI nº 0035957, p. 6);
“A mesma constatação quanto ao equívoco de premissa aplica­se aos descontos por perdas decorrentes do
processo de liquefação” (ibid.);
“Não é demais reiterar: não há que se falar em preço do gás natural para a o Consórcio Gemini, muito menos
em reajuste. O IGP­M aplica­se, no caso, ao custo pelo qual o aporte da PETROBRAS no Consórcio é
contabilizado.” (ibid., p. 7);
“Segundo a COMGAS, os pareceristas por ela contratados teriam dito que a escala de prioridades dos
pagamentos do Consórcio Gemini seria indicativa de tratamento discriminatório porque, ‘no limite’, poderia
não haver contraprestação pelo gás fornecido pela PETROBRAS. O argumento é pífio.
“Como já mencionado incontáveis vezes nestes autos, a PETROBRAS disponibiliza gás natural para o
Consórcio não por meio de contrato de compra e venda, mas a título de aporte in natura. Sendo assim, a
remuneração desses aportes há de acontecer somente após a apuração do resultado do Consórcio Gemini, sob
pena de fraude aos interesses dos credores da empresa. Ora, a nenhum consorciado é dado auferir dividendos
ou juros sobre capital próprio se o resultado operacional do Consórcio não o permite.” (ibid.)
[55] Isso foi reiteradamente afirmado pelas Representadas nos autos do AC Gemini, conforme compilado pela
Representante às pp. 10­11 da petição SEI nº 0043743.
[56] Conforme colocado no tópico “e.” da seção II.1.1.2 acima, o processo do modal de distribuição por GNL
acarreta perdas de 10% a 15%, enquanto as perdas na distribuição por dutos são de 1% a 2%.
[57] No mesmo sentido, v. gráfico 5, que mostra a evolução do custo de gás ao Consórcio (real e IGPM) em
relação ao preço do contrato TCQ da Comgás (dólar estadunidense e cesta de óleos), evidenciando curva com
maior variação no preço pago pela concessionária. V., ainda, o seguinte trecho da Nota Técnica nº
10/2015/CADE/DEE, versão confidencial ao Cade (SEI nº 0037464): “Após validar os dados e técnicas de
conversão do gás natural utilizados na metodologia de análise do estudo da Arsesp, cabe acrescentar uma breve
estatística descritiva para verificar empiricamente o argumento de que os preços praticados ao Consórcio
Gemini são menos voláteis e mais previsíveis que os preços pagos à Petrobras pela Comgás. Neste sentido,
temos que o desvio­padrão [...] da série de preços estimados para o Consórcio Gemini (ACESSO RESTRITO
CADE) é consideravelmente menor que o desvio­padrão relativo aos preços do gás natural praticados à
Comgás (ACESSO RESTRITO CADE), confirmando o posicionamento da Arsesp em seu estudo.” V., por
fim, comparação entre a variação do índice Brent (cesta de óleos) e o IGPM no gráfico da p. 12 do parecer da
FA Consultoria, versão pública (SEI nº 0040617).
[58] O parecer da FA Consultoria alega que haveria dano às empresas de combustíveis substitutos. Ainda,
apurou­se que as cláusulas de reajuste nos contratos da GásLocal com clientes finais variam de contrato para
contrato, com alguns contratos adotando (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE
MARTINS E GÁSLOCAL).
[59] O caso específico das duas clientes que migraram para a Comgás será analisado em mais detalhes no
tópico “b.” a seguir.
[60] Isso encontra respaldo na análise das cláusulas contratuais de prazo e take­or­pay contida no voto do então
Conselheiro Relator, Luis Fernando Rigato Vasconcellos, no AC Gemini.
[61] Tais “faixas” só existem porque pode haver pequenas variações na competitividade relativa de cada
modal, de acordo com fatores como taxa de retorno e velocidade das carretas, conforme seção II.1.1.1 acima.
[62] Embora o custo da tancagem seja apenas parcialmente afundado, pois a unidade de armazenamento segue
padrões regulares e é de propriedade da GásLocal, podendo ser reaproveitada em caso de rescisão ou não
renovação contratual.
[63] Conforme informado pelas Requerentes no AC Gemini, v. anexo ao documento SEI nº 0040477, pp. 12 e
http://sei.cade.gov.br/sei/institucional/pesquisa/documento_consulta_externa.php?a6_­38uSff0w6rlBdBW1VVbWwwvmOW7xmF6zCMe31m29jijiT1lH3…
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ss.
[64] Do ponto de vista da Elfusa, é possível que a racionalidade econômica da rescisão contratual mesmo com
preço final menor ofertado pela GásLocal seja explicada por algumas vantagens do gás canalizado, sobretudo:
maior segurança e regularidade no fornecimento, menor custo de transação devido à tarifa regulada e
desnecessidade de reservar área plana desobstruída na planta da empresa para entrega, armazenamento e
regaseificação do GNL.
[65] ABL: SEI nº 0017710; Arcor: SEI nº 0016473; Metalúrgica Mococa: SEI nº 0015044; Louis Dreyfus: SEI
nº 0017380.
[66] Conforme tarifa prevista na Deliberação Arsesp nº 496/2014. (ACESSO RESTRITO CADE,
PETROBRAS, WHITE MARTINS E GÁSLOCAL)
[67] Lê­se do documento:
“A Comgás, por meio da correspondência em referência, solicitou autorização desta Arsesp para o Projeto de
Atendimento por Rede Local através do suprimento de gás natural comprimido na Cidade de [ACESSO
RESTRITO CADE E COMGÁS], com base nas determinações da Deliberação Arsesp n°211 de 3/3/2011.
“Conforme informações contidas na mesma correspondência, o projeto teria como âncora o cliente industrial
[ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS] que garantiria a maior parte do consumo inicial projetado.
“Após prospecção inicial, os entendimentos para o desenvolvimento do relacionamento Comgás/Cliente
dependiam principalmente da garantia de preço a ser ofertado pelo serviço de distribuição de gás natural.
“A Comgás tinha informações de que a empresa avaliava outras fontes de suprimento de energia em
substituição ao GLP até então utilizado. A substituição pelo gás natural poderia trazer a empresa vantagens de
preço e melhoria do processo produtivo se comparado ao GLP. Entre estas alternativas estava o suprimento
através de GNL pela Gás Local (Projeto Gemini).
“Conforme demonstra a foto anexada a esta correspondência, a Gás Local construiu estrutura para
fornecimento nas dependências da Empresa em [ACESSO RESTRITO CADE E COMGÁS]. Ou seja, a
COMGÁS não poderá ir em frente com esse projeto considerando que o GNL deslocou o gás canalizado.
“Desta forma, e considerando os fatos acima exposto em especial o fato de a empresa [ACESSO RESTRITO
CADE E COMGÁS] não ter mais a interesse no suprimento através de rede local de gás natural, retiramos
nossa solicitação de aprovação do projeto [...].” (negrito do original, itálico/sublinhado adicionado)
[68] Dados disponíveis em . Acesso em 6 abr. 2015.
Em mil m³/dia, o consumo de cada setor foi: industrial = 11.838,3; GNV = 620,5; residencial = 466,1;
comercial = 368,6.
[69] Dados do IBGE Cidades. População: estimativa 2014. PIB: 2012, preços correntes. Disponível em: .
Acesso : 7 abr. 2015
[70] A necessidade de acesso à cliente âncora para viabilizar a expansão da malha no município de Pouso
Alegre foi confirmada pela Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico do Governo do Estado de
Minas Gerais (SEI nº 0042642, autos públicos do AC nº 08700.000137/2015­73.
[71] Considerando a soma das estimativas do IBGE Cidades para 2014. Dados disponíveis em: . Acesso : 7
abr. 2015.
[72] Sobre a importância do gás natural na competitividade regional e a possibilidade de competição entre
diferentes localidades na atração de novas indústrias em função do preço do insumo, v. discussão de mercado
relevante no AC nº 08700.006668/2014­99 (Requerentes: Companhia Energética de Minas Gerais e Gás
Natural Internacional, SDG, S.A.).
[73] Lembra­se que todos os elementos da estrutura de custos da concessionária são remunerados, sendo a
tarifa fixada pela Arsesp, não havendo espaço para a concessionária determinar seu próprio preço em função
dos riscos de seus investimentos sem a aprovação da agência.
[74] Data de publicação da primeira medida liminar na Reclamação nº 4210­3/SP, v. nota nº 37 supra.
[75] Data da decisão em sede de agravo tomada pelo TRF 1ª Região, v. nota nº 39 supra.
[76] O que também foi objeto de contenda nas tentativas de conferir eficácia à decisão do STF.
[77] V. discussão de fls. 1258­1259.
[78] V. seguinte trecho, de fls. 1258­1259:
http://sei.cade.gov.br/sei/institucional/pesquisa/documento_consulta_externa.php?a6_­38uSff0w6rlBdBW1VVbWwwvmOW7xmF6zCMe31m29jijiT1lH3…
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“A seguir analisa­se então a aplicabilidade das recomendações apontadas pelas Secretarias [de transparência] e
pela ProCADE vis­à­vis a natureza de cada uma das alternativas expostas acima e sua adequabilidade ao caso
em tela.
“[...]
“Observe­se que a percepção da remuneração efetivamente realizada do Gás Natural depende do anexo 6 do
Acordo Operativo e do preço contratado com os clientes individuais. Sem esses elementos é impossível que
qualquer interessado tenha acesso ao cálculo do preço efetivamente praticado pelo consórcio.
“Note­se que a transparência desses elementos permite apenas que aqueles rivais não­integrados ao consórcio
‘enxerguem’ o preço do Gás Natural. Tal solução não muda a estrutura de incentivos do Consórcio para levar a
efeito condutas que discriminaram seus rivais não integrados. Para tanto é necessário combinar a
recomendação de transparência com medidas estruturais na linha da recomendação estabelecida pela
ProCADE, principalmente àquela de disciplinar a entrega de gás natural por um contrato de fornecimento.
“Instadas a se manifestarem sobre este aspecto, as requerentes argumentaram que tal instrumento já existiria, é
o Anexo 6 do Acordo Operativo celebrado pelas requerentes. No entanto, cumpre observar que tal instrumento
só se aproxima de um contrato real de fornecimento, se houver obrigação do consórcio em remunerar
adequadamente o Gás Natural, ao preço que as próprias requerentes celebraram no mesmo acordo operativo.
Conforme já explorado anteriormente, isto só ocorre com a alteração da cláusula 5.1 [relativa à CGG] na forma
determinada na seção seguinte.”
[79] Possibilidade essa prevista pela própria decisão judicial que suspendeu os efeitos da decisão do Cade. V.
nota nº 39 supra.
[80] Inclusive, a suspensão do Anexo 6 não encerra os incentivos para discriminação decorrentes da integração
vertical, incentivos identificados pelo Cade desde o AC Gemini.
[81] V. seção II.1.1.2, tópico “a.”. Para a data da decisão liminar, v. nota nº 37 supra.
[82] Em trâmite. Representante: Comgás. Representada: Petrobras.
[83] Existiria, ainda, uma terceira modalidade contratual, correspondente a gás oriundo de importação
marítima de GNL. Porém, tais contratos seriam firmados em caráter excepcional, pois seu preço seria muito
superior aos demais contratos. Existem, ainda, os contratos voltados a clientes que não as concessionárias de
gás canalizado, tais como o setor térmico e as consumidoras livres. Entretanto, em sede de análise de medida
preventiva, não foi possível verificar efeitos advindos da conduta investigada nesses mercados.
[84] Para o peso de cada contrato no mix e exemplo de cálculo do preço pago pela Representante, v. nota nº 44
supra.
[85] Há de se considerar, no entanto, que a Representante não conhece os contratos da GásLocal com clientes
finais, de modo que sua posição pode estar apenas parcialmente informada, o que pode explicar a ausência de
pedido preventivo quanto a esse ponto. Embora isso, por si só, não seja suficiente para determinar a imposição
de obrigações por parte do Cade para modificar as cláusulas de fidelização, reforça­se a conclusão da presente
seção de que essa questão permanece em aberto para posterior investigação.
[86] Estimativas de 2014 do IBGE Cidades, v. seção II.1.1.4, tópico “b.” acima.
[87] O que corresponde a cerca de (ACESSO RESTRITO CADE, PETROBRAS, WHITE MARTINS E
GÁSLOCAL) do faturamento bruto da GásLocal em 2013 (v. notificação do AC nº 08700.000137/2015­73,
Requerentes: Gasmig e GásLocal).
Documento assinado eletronicamente por Kenys Menezes Machado, Superintendente‐Adjunto(a)
Substituto(a), em 23/04/2015, às 17:23, conforme horário oficial de Brasília e Resolução Cade nº 11, de
02 de dezembro de 2014.
Documento assinado eletronicamente por Cristiane Landerdahl de Albuquerque, Coordenador(a)‐Geral,
em 23/04/2015, às 17:28, conforme horário oficial de Brasília e Resolução Cade nº 11, de 02 de dezembro
de 2014.
Documento assinado eletronicamente por Henrique Felix de Souza Machado, Assistente Técnico(a), em
23/04/2015, às 17:29, conforme horário oficial de Brasília e Resolução Cade nº 11, de 02 de dezembro de
2014.
http://sei.cade.gov.br/sei/institucional/pesquisa/documento_consulta_externa.php?a6_­38uSff0w6rlBdBW1VVbWwwvmOW7xmF6zCMe31m29jijiT1lH3…
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acao=documento_conferir&id_orgao_acesso_externo=0, informando o código verificador 0051499 e o
código CRC AD8DA535.
Referência: Processo nº 08012.011881/2007‐41
SEI nº 0051499
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