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Em leilão inédito de participações no pré sal já em produção, Petrobras e Shell arrematam fatias de Mero e Atapu por R$ 8,8 bilhões, abaixo da meta oficial, deixam Tupi sem propostas e transferem para pagamentos futuros a tarefa de recompor a arrecadação esperada para 2025 no orçamento da União.
No dia 4 de dezembro de 2025, a Petrobras e a Shell concentraram sozinhas o resultado do leilão de participações da União em campos do pré-sal já em produção, ao arrematarem fatias de Mero e Atapu e garantirem R$ 8,8 bilhões em receitas imediatas para o governo federal, valor inferior à última projeção oficial, de R$ 10,2 bilhões. A disputa terminou sem qualquer oferta pela participação da União em Tupi, o que consolidou a frustração de arrecadação em um certame considerado estratégico para o caixa público.
O leilão, conduzido pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), havia sido desenhado para incorporar ainda em 2025 os recursos provenientes da venda de participações remanescentes da União em áreas unitizadas. A estatal responsável pelos contratos de partilha do pré-sal lembra que a estimativa inicial chegou a R$ 15 bilhões, mas foi revisada após a decisão de adotar pagamento à vista combinado com parcelas contingentes futuras, em um modelo que tenta equilibrar preço imediato menor com potencial de ganho adicional atrelado ao preço do Brent e à redeterminação de reservas.
Como foi o leilão inédito de participações da União
O certame ofereceu parcelas minoritárias em três grandes jazidas compartilhadas: Mero, Atapu e Tupi, todas já em fase de produção sob o regime de partilha.
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Petrobras e Shell disputaram sozinhas e sem concorrência duas dessas três ofertas, consolidando a percepção de um leilão altamente concentrado e com apetite seletivo por ativos.
Em Mero, o consórcio formado pelas duas empresas arrematou uma participação de 3,5% pertencente à União, por R$ 7,79 bilhões.
O valor superou ligeiramente o mínimo estabelecido em edital, de R$ 7,65 bilhões, o que garantiu ao governo um ágio modesto, porém positivo, em uma jazida considerada uma das mais relevantes do pré-sal.
Em Atapu, a mesma parceria Petrobras-Shell levou uma fatia de 0,95% por cerca de R$ 1 bilhão, também acima do valor mínimo, de R$ 863,32 milhões.
Na prática, os dois lances somados materializaram todo o montante de R$ 8,8 bilhões, uma vez que a terceira área ofertada sequer recebeu propostas.
Tupi encalhada: por que não houve lances
A principal surpresa do leilão foi a ausência total de lances para a participação de 0,833% na jazida compartilhada de Tupi, com valor mínimo de R$ 1,69 bilhão.
Apesar de ser um dos maiores campos de petróleo do país, a área não despertou propostas, o que ajudou a derrubar a arrecadação abaixo dos R$ 10,2 bilhões projetados na última revisão de novembro.
Segundo o presidente da PPSA, Luis Fernando Paroli, a visão econômica das empresas em relação a Tupi foi «pior» do que a expectativa do governo, influenciada sobretudo pela trajetória recente do petróleo Brent, referência internacional, que apresentou queda ao longo de 2025.
Com preços mais baixos, a avaliação de risco-retorno para a compra de uma participação tão específica e já em produção se torna mais restritiva.
Paroli destacou que dez empresas acessaram o data room do leilão e sete chegaram a se credenciar, o que indica interesse preliminar relevante.
No entanto, a combinação de preço mínimo, cenário de Brent mais fraco e perfil de risco pode ter desestimulado a formalização de propostas por Tupi, deixando o ativo encalhado nesta primeira tentativa de venda de participação da União.
O que muda na participação da Petrobras em Mero e Atapu
Após o certame, a Petrobras informou em fato relevante que desembolsará R$ 6,97 bilhões ainda em dezembro para ampliar suas participações nos campos de Mero e Atapu.
A compra foi feita em parceria com a Shell, mas a estatal brasileira explicitou a variação de seus percentuais em cada ativo.
Em Mero, a fatia da Petrobras na jazida compartilhada sobe de 38,60% para 41,40%, reforçando o peso do campo na carteira de produção do pré-sal.
Já em Atapu, a participação avança de 65,687% para 66,38%, consolidando ainda mais a posição dominante da companhia nessa área.
Para a Petrobras, o movimento é apresentado como uma aposta de longo prazo na geração de óleo-lucro em campos de alta produtividade do pré-sal, mesmo em um ambiente de Brent mais volátil e sujeito a revisões de preço.
Para a Shell, a operação reforça a estratégia de manter exposição relevante em projetos de grande escala no Brasil, alinhados ao seu foco global em ativos de menor custo de extração.
União arrecada menos agora, mas mantém fluxo de óleo e receita
Apesar da frustração imediata em relação à meta de R$ 10,2 bilhões, a PPSA argumenta que a União “não perde nada” com a ausência de lances por Tupi, já que seguirá recebendo e comercializando o óleo correspondente à sua participação nesse campo.
O mesmo vale, em menor escala, para as fatias remanescentes de Mero e Atapu, pois, mesmo após a venda parcial, o governo continuará recebendo parte do óleo-lucro previsto nos contratos de partilha.
Esses volumes de petróleo são usualmente vendidos em leilões específicos, complementando a arrecadação do Tesouro ao longo do ano.
Paroli também lembrou que, antes da revisão, a estimativa de R$ 15 bilhões considerava cenário de preços mais altos, ágios maiores e a venda integral das três participações, o que não se confirmou.
No Ministério da Fazenda, interlocutores avaliam que a frustração de R$ 1,4 bilhão, frente à previsão mais recente, não representa um risco material imediato às metas fiscais de 2025.
O argumento é que, tradicionalmente, o governo se beneficia do chamado «empoçamento» de recursos: despesas autorizadas no orçamento que não são efetivamente executadas por entraves burocráticos e que acabam compensando frustrações pontuais de receita.
A própria equipe econômica projeta empoçamento próximo de R$ 10 bilhões neste ano.
Earn-out: como funcionam os pagamentos adicionais às empresas
Além do valor pago à vista, Petrobras e Shell poderão realizar pagamentos adicionais à União no futuro, por meio de uma estrutura de earn-out ligada a condições econômicas e técnicas dos campos.
Se a média anual do Brent superar 55 dólares por barril, abre-se uma janela para desembolsos extras, elevando o retorno governamental sem necessidade de um novo leilão.
Há ainda a possibilidade de pagamentos adicionais caso ocorram redeterminações das participações nas jazidas, o que pode aumentar a fatia relativa das áreas antes não contratadas e, portanto, o valor dos ativos transferidos às empresas.
Na avaliação de Paroli, esses mecanismos contingentes têm potencial para compensar parte ou até toda a diferença entre a arrecadação efetiva de R$ 8,8 bilhões e as projeções mais ambiciosas divulgadas no início do processo.
Do ponto de vista da Petrobras e da Shell, o earn-out também representa um componente de risco calculado: quanto melhor o desempenho operacional e o cenário de preços, maior o valor futuro a ser pago, mas também maior o fluxo de caixa derivado do óleo-lucro adicional.
Leilão concentrado, risco calculado e próximos movimentos
O resultado deste leilão inédito de participações da União reforça alguns sinais importantes do mercado de óleo e gás em 2025.
De um lado, companhias já posicionadas em grandes campos, como a Petrobras e a Shell, mostram disposição para ampliar participação em ativos que conhecem bem e onde já operam, reduzindo incertezas técnicas e de execução.
De outro, a ausência de concorrência efetiva e o encalhe da participação em Tupi evidenciam um apetite seletivo por risco, fortemente condicionado ao comportamento do Brent e ao desenho financeiro dos contratos.
A PPSA cumpriu a missão de realizar o certame ainda em 2025, assegurando receitas relevantes e um pipeline de pagamentos contingentes, mas terá de decidir se insiste no modelo atual ou se ajusta parâmetros para atrair mais players em futuras rodadas.
Para a Petrobras, o movimento consolida a estratégia de aprofundar sua presença em projetos de pré-sal de elevada produtividade, ao mesmo tempo em que o governo tenta equilibrar necessidade de caixa, metas fiscais e preservação de valor de longo prazo em seus ativos petrolíferos.
No fim das contas, o leilão deixa uma pergunta em aberto para investidores, agentes públicos e contribuintes: vale mais a pena garantir uma arrecadação imediata menor, com possibilidade de ganhos futuros via earn-out, ou insistir em preços de entrada mais altos mesmo correndo o risco de ver participações estratégicas, como Tupi, novamente encalhadas?
Na sua visão, a Petrobras e o governo acertaram ao aceitar esse resultado mais modesto agora, confiando em pagamentos futuros, ou o leilão deveria ter sido redesenhado para atrair mais concorrência e elevar a arrecadação já em 2025?
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