O Conselho Nacional de Política Energética aprovou, em 1º de outubro de 2025, um pacote de seis resoluções que destravam a alienação antecipada de participações da União no pré-sal e estabelecem regras para exploração além das 200 milhas marítimas. As decisões abrem espaço para captação de ao menos R$ 15 bilhões ainda em 2025, com leilão voltado a parcelas de produção em áreas não contratadas de Mero, Atapu e Tupi, além de diretrizes para renovação de contratos sob o regime de partilha. Também foram definidos índices de conteúdo local para embarcações de apoio, condicionados ao subsídio criado pelo Congresso em 2024.
O cronograma em discussão prevê que a Pré-Sal Petróleo (PPSA) publique o edital do primeiro leilão de alienação em 8 de outubro de 2025 e conclua a concorrência até dezembro. Na prática, a União, que é sócia na produção dessas áreas, oferecerá ao mercado sua parcela de óleo e gás a receber no futuro, em troca de pagamento à vista. As resoluções também autorizam a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a preparar a oferta de três blocos sob partilha na Bacia de Campos, e regulamentam a possibilidade de prorrogar contratos por mais 27 anos, desde que comprovada vantagem para o Tesouro.
CNPE aprova pacote de seis medidas: o que muda de imediato
O CNPE estabeleceu parâmetros técnicos e econômicos para o primeiro leilão de alienação de participações da União em áreas não contratadas do pré-sal. O desenho dá base para a PPSA definir lances mínimos e critérios de desempate, além de prever pagamentos contingentes, os chamados earnouts, atrelados a ajustes de percentuais de reservatórios ao longo do ciclo produtivo. Com isso, petroleiras e fundos de investimento poderão disputar frações específicas da produção futura de Mero (3,5%), Atapu (0,95%) e Tupi (0,55%).
Outra frente é a regulamentação de atividades na extensão da plataforma continental do Brasil, além das 200 milhas da costa. Essa padronização era aguardada por empresas que estudam novas fronteiras no Atlântico. Também avança a implementação da lei 15.075/2024, que introduziu a possibilidade de renovar contratos sob partilha, desde que demonstrado ganho para a União. Por fim, a ANP foi autorizada a preparar a oferta dos blocos Calcita, Dolomita e Azurita sob partilha, na Bacia de Campos, e foram definidos índices de conteúdo local para embarcações de apoio, associados a um subsídio aprovado em 2024 para viabilizar novas ordens de construção.
Alienação das áreas não contratadas: como será o leilão de 2025
A alienação no pré-sal consiste em levar a mercado a parcela da União no excedente em óleo de áreas que ficam na extensão de reservatórios já descobertos, mas além dos limites contratuais dos campos em produção. Em dezembro de 2025, a PPSA pretende concluir a primeira concorrência, oferecendo participações delimitadas de Mero, Atapu e Tupi. Vencerá quem ofertar o maior valor à vista, respeitando os lances mínimos definidos a partir do modelo econômico aprovado pelo CNPE. O edital em 8 de outubro de 2025 detalhará os requisitos de habilitação, garantias financeiras e marcos de pagamento.
A estimativa do governo é levantar ao menos R$ 15 bilhões neste ano, valor já contabilizado no orçamento para liberar espaço de gastos. A modelagem inclui a possibilidade de pagamentos adicionais caso haja redeterminações futuras que ampliem a participação da União em algum reservatório. O racional é simples: antecipar caixa preservando algum ganho potencial se o percentual final da União aumentar. O desenho pretende atrair competidores com diferentes perfis: de majors com presença no pré-sal a fundos especializados em royalties e fluxos de participações em produção, que buscam previsibilidade de recebíveis indexados ao preço do barril e à performance dos campos.
Redeterminação: o que é e como afeta os lances
Redeterminação é o processo que ajusta, com base em dados de produção e geologia, a fração do reservatório que cabe a cada contrato quando a acumulação extrapola o limite de um campo já outorgado. No caso de Tupi, os estudos encaminhados consideram elevar a participação da União de 0,551% para 0,833%. Esse tipo de ajuste possui efeito direto no valor econômico da fração oferecida no leilão, influenciando tanto o preço de equilíbrio dos proponentes quanto a estrutura de eventuais parcelas variáveis (earnouts) ligadas a marcos técnicos futuros.
Para o investidor, a incerteza técnica típica de redeterminações é tratada via cenários de sensibilidade no fluxo de caixa descontado. A PPSA busca mitigar assimetrias ao publicar premissas e curvas de produção de referência no edital, além de exigir garantias de pagamento. Já para a União, o mecanismo reduz o risco de “vender barato”: se a participação aumentar posteriormente, parte desse ganho adicional retorna por meio das cláusulas contingentes previstas nos instrumentos da concorrência.
Exploração além das 200 milhas: regras para a ZEE e a extensão da plataforma
O CNPE aprovou diretrizes para atividades de exploração e produção na faixa marítima que ultrapassa as 200 milhas náuticas, na região que reúne a Zona Econômica Exclusiva e a extensão da plataforma continental. A medida estabelece procedimentos administrativos e parâmetros técnicos para estudos e futuras ofertas, dando previsibilidade a empresas que mapeiam oportunidades nessa porção do Atlântico. O objetivo é padronizar autorizações e clarificar responsabilidades entre órgãos federais, reduzindo sobreposições e prazos de tramitação.
Na prática, a ANP ganha base normativa para estruturar processos exploratórios em novas áreas e avaliar projetos-piloto, enquanto operadores passam a contar com diretrizes sobre aquisição de dados, sísmica, pesquisa geológica e marcos de segurança operacional. A padronização também facilita a integração de dados geofísicos já levantados na margem leste com modelos de reservatórios semelhantes aos do pré-sal, respeitando as particularidades de lâmina d’água, distância da costa e logística de apoio marítimo.
Renovação na partilha: mais 27 anos mediante vantagem para a União
A lei 15.075/2024 inseriu no regime de partilha a prerrogativa de prorrogar contratos, mecanismo já existente nas concessões. A resolução do CNPE regulamenta critérios para avaliar se a extensão de prazo traz benefício comprovado ao Tesouro. Entre os elementos em análise estarão novos planos de desenvolvimento, cronogramas de investimento, metas de produção e compromissos de desempenho submetidos à ANP. A extensão poderá alcançar 27 anos adicionais a partir do termo contratual vigente, a ser definido caso a caso.
Do ponto de vista das operadoras, o principal atrativo é alongar o horizonte de produção em campos de grande porte, diluindo custos de capital e viabilizando unidades adicionais ou campanhas de revitalização. A Petrobras tem interesse especial em Búzios, maior campo sob partilha, e pode avaliar pedidos também em ativos como Atapu e Mero. Para a União, o ganho potencial está em capturar mais excedente em óleo ao longo do tempo, desde que os investimentos apresentados elevem o fator de recuperação dos reservatórios e sustentem trajetórias de produção compatíveis com as metas fiscais e a competitividade setorial.
Como a ANP deve avaliar os pedidos de prorrogação
A análise regulatória tende a combinar métricas técnicas e econômicas. De um lado, curvas de produção, recuperação final esperada, perfil de declínio e indicadores de eficiência operacional; de outro, projeções de caixa, carga tributária e participação governamental. A agência costuma exigir que a proposta de prorrogação descreva, em detalhe, novas unidades de produção, poços adicionais, intervenções em poços existentes e atualizações de sistemas submarinos, com cronogramas, CAPEX e OPEX discriminados.
Outro ponto é a compatibilidade entre compromissos assumidos e a realidade de fornecedores. A ANP verifica capacidade de entrega de navios-plataforma, perfuradoras e serviços de poços, além de planos de contingência para imprevistos operacionais. Por fim, a agência avalia impactos sobre participações governamentais, incluindo excedente em óleo, royalties e taxas contratuais, de forma a demonstrar a “vantagem para a União” exigida pela lei. Se os objetivos forem atendidos, a prorrogação passa a constar como aditivo contratual com condicionantes de performance.
Conteúdo local em embarcações de apoio: índices e efeitos práticos
O CNPE fixou índices de conteúdo local para embarcações de apoio marítimo, vinculando o compromisso de contratação a um subsídio aprovado pelo Congresso em 2024. A medida busca alinhar incentivos, garantindo previsibilidade para estaleiros e operadores de frota que atendem plataformas e campanhas de perfuração. Os parâmetros combinam percentuais mínimos de nacionalização por tipo de embarcação, itens elegíveis e mecanismos de verificação, com janelas de conformidade adequadas ao ciclo de construção naval.
Na prática, armadores que acessarem o subsídio precisarão comprovar a origem dos principais pacotes — casco, sistemas de propulsão, automação e equipamentos de convés —, além de cumprir prazos de entrega acordados com operadores de E&P. Para as contratantes, os novos índices serão referência em licitações e contratos de longo prazo, reduzindo incerteza sobre exigências técnicas. Classes como PSV, AHTS e OSRV devem compor a base de demanda, com destaque para embarcações capazes de operar em lâminas d’água elevadas e com alta autonomia de carga.
Bacia de Campos: blocos Calcita, Dolomita e Azurita sob partilha
O colegiado autorizou a ANP a preparar a oferta de três blocos sob partilha na Bacia de Campos: Calcita, Dolomita e Azurita. Antes de irem a leilão, esses blocos dependem de manifestação conjunta de MME e MMA, conforme o rito aplicável. O encaminhamento abre espaço para que a agência estruture os estudos técnicos, com dados sísmicos, avaliações de risco exploratório e proposta de parâmetros de partilha que reflitam a geologia local e o apetite do mercado.
A inclusão dos três blocos em um ciclo competitivo específico pode ampliar a atratividade do pacote, ao combinar áreas com maturidades distintas. Para operadores já estabelecidos na Bacia de Campos, a oportunidade permite sinergias logísticas com bases de apoio existentes e acesso a infraestrutura offshore. Para novos entrantes, a competição sob partilha oferece a previsibilidade de lances orientados por percentuais de excedente em óleo, alinhados a métricas de rentabilidade e risco exploratório calculadas nos modelos internos de cada empresa.
Impacto fiscal, cronograma e como entra o dinheiro no caixa
O orçamento de 2025 já embute a expectativa de arrecadação mínima de R$ 15 bilhões com a alienação das participações da União. Esses recursos foram considerados na estratégia para liberar gastos neste segundo semestre. A entrada efetiva de caixa dependerá do cronograma do edital de 8 de outubro de 2025, da homologação dos resultados e da assinatura dos contratos com os vencedores, com prazos de pagamento definidos nos instrumentos da PPSA. O modelo prevê ainda receitas complementares, se ocorrerem redeterminações que aumentem a fatia da União nos reservatórios ofertados.
Para 2026, o governo estuda uma concorrência maior, mirando ao menos R$ 31 bilhões em arrecadação por meio de alienações vinculadas a campos sob contrato. A repetição do modelo, defendida pela área econômica, exigirá calibragem fina dos parâmetros de lances mínimos e do desenho de earnouts, preservando o equilíbrio entre antecipação de receitas e a captura de valor futuro. A experiência do leilão de 2025 servirá como referência para ajustes, tanto na estrutura de garantias quanto na transparência de premissas técnicas e econômicas.
Quem pode disputar e quais são as etapas de habilitação
Podem participar empresas de exploração e produção, consórcios liderados por operadoras qualificadas e fundos de investimento com mandato para adquirir direitos creditórios vinculados a produção de petróleo e gás. A habilitação costuma exigir comprovação de capacidade financeira, apresentação de documentos societários, declaração de conformidade e garantia de proposta. Após a classificação, os vencedores deverão apresentar garantias de performance e assinar os contratos de cessão das participações da União, junto com os instrumentos que regulam os pagamentos contingentes associados a eventuais redeterminações.
Do lado operacional, a PPSA mantém a interface técnica necessária para medição, fiscalização e cálculo da parcela devida, com cronogramas de reporte e auditorias de produção. Em campos já operados por empresas como a Petrobras, a integração entre contratos existentes e as frações alienadas segue regras de governança e de partilha já consolidadas, reduzindo custos de transação. Para investidores financeiros, a previsibilidade de métricas de medição e de indexadores de preço do óleo e do gás é peça central na avaliação de risco e retorno do ativo.
Bastidores: alinhamento de agenda e papel das estatais e reguladores
A pauta do dia 1º de outubro consolidou propostas que vinham sendo discutidas entre governo federal, PPSA, ANP e empresas. A sintonia com demandas operacionais da Petrobras aparece em temas como prorrogação de contratos relevantes e diretrizes para a oferta de áreas na Bacia de Campos. Ao mesmo tempo, a previsão de leilões voltados à alienação de parcelas da União responde à necessidade de reforço de caixa em 2025, abrindo uma avenida para investidores que não necessariamente buscam operar campos, mas desejam exposição a fluxos de produção maduros.
Os reguladores, por sua vez, ganham instrumentos para dar previsibilidade às decisões. Com a regulamentação da ZEE e da extensão da plataforma continental, a ANP poderá estruturar consultas públicas mais objetivas, e a PPSA poderá publicar editais com maior segurança jurídica. A combinação de critérios técnicos claros e ritos de aprovação coordenados por MME e MMA tende a reduzir tempos de análise, desde que os cronogramas internos de cada órgão sejam respeitados e haja transparência sobre premissas e responsabilidades de cada parte no processo decisório.
Pontos de atenção: riscos de execução e variáveis de mercado
Algumas variáveis merecem acompanhamento. A precificação dos ativos no leilão de 2025 depende de hipóteses sobre curva de produção, custos operacionais, câmbio e preço internacional do petróleo, elementos que os proponentes calibram conforme suas matrizes de risco. A modelagem de pagamentos contingentes, embora reduza assimetrias, adiciona complexidade contratual que exige mecanismos de mensuração e auditoria robustos. No front jurídico, a novidade da alienação em áreas não contratadas demanda atenção a eventuais questionamentos de rito, prazos e governança entre os diversos agentes públicos envolvidos.
Há ainda o desafio de coordenação com fornecedores de bens e serviços. Embarcações de apoio, poços adicionais e manutenção de sistemas submarinos requerem planejamento de longo prazo. Qualquer atraso em entregas críticas pode afetar a curva de produção dos campos, com reflexo direto sobre o fluxo de pagamentos aos detentores das participações alienadas. Nesse contexto, o acompanhamento próximo de cronogramas e a gestão de riscos contratuais tornam-se peças-chave para preservar o valor dos ativos e cumprir as metas fiscais desenhadas pelo governo para 2025 e 2026.
Perguntas e respostas: entenda os principais termos e impactos
O que significa a União “vender sua participação”? A União detém uma fração do excedente em óleo nas áreas não contratadas do pré-sal. Em vez de receber esse fluxo ao longo de anos, ela o monetiza agora, por meio de um leilão em que empresas pagam à vista para adquirir o direito a essa parcela da produção futura. A PPSA continua responsável por apurar, medir e liquidar os volumes que cabem a cada parte, conforme regras de partilha e relatórios técnicos.
Qual a diferença para um leilão tradicional de blocos? No leilão de áreas exploratórias, empresas concorrem por direito de explorar e produzir, assumindo risco geológico. Na alienação da parcela da União, vende-se um fluxo futuro de produção em campos já conhecidos, com risco técnico menor. O foco está na qualidade do reservatório, na performance das unidades de produção e na governança de medição. A competição acontece pelo maior valor ofertado, considerando o piso estabelecido pela modelagem econômica e os ajustes por redeterminação.
Glossário rápido: siglas, contratos e métricas
CNPE: órgão que define diretrizes para o setor de energia e delibera sobre políticas para petróleo e gás. ANP: agência reguladora responsável por licitações, fiscalização e normas técnicas do setor. PPSA: estatal que gerencia os contratos de partilha e a parcela da União no pré-sal. Partilha: regime em que a União fica com parte do excedente em óleo, definido por parâmetros contratuais e produção efetiva. Áreas não contratadas: porções de reservatórios que extrapolam limites de campos licitados.
Redeterminação: ajuste da participação de cada contrato em um reservatório que se estende além dos limites originais do campo. ZEE: faixa marítima na qual o país tem direitos econômicos sobre recursos. Conteúdo local: percentual de bens e serviços produzidos no país exigidos em contratos. Embarcações de apoio: navios que transportam insumos, prestam serviços e dão suporte a plataformas e sondas. Earnout: pagamento contingente vinculado a eventos futuros, como mudanças de percentuais após redeterminação.
Como empresas e fundos avaliam o ativo: métricas que entram no modelo
Na avaliação do ativo a ser arrematado, entram no cálculo a curva de produção do campo, o perfil de declínio por poço, a disponibilidade das unidades de produção e as paradas programadas para manutenção. Do lado econômico, os proponentes parametrizam preço do barril, desconto de qualidade do óleo, câmbio, curva de gás associado e custos de escoamento. Os contratos definem marcos de medição e critérios para conversão em receita, que precisam ser compatíveis com a governança da PPSA e dos operadores para reduzir incertezas no fluxo de recebíveis.
Além disso, o risco de redeterminação é incorporado via cenários que simulam participações mínimas e máximas da União, atribuindo probabilidades a cada faixa a partir de dados de reservatório. Fundos especializados olham, ainda, para a correlação desse fluxo com outros ativos da carteira, buscando amortecer volatilidade. Em contrapartida, operadoras com presença nos campos costumam enxergar sinergias de governança e informação, o que pode se traduzir em lances mais agressivos caso os dados internos indiquem desempenho acima das curvas padrão divulgadas no edital.
Procedimentos após o leilão: do fechamento à fase de recebimento
Encerrada a disputa, a PPSA homologa o resultado e convoca os vencedores para assinatura dos contratos. As garantias de pagamento são executáveis em caso de inadimplência, e os instrumentos contemplam cláusulas de auditoria, reporte periódico e resolução de disputas. A partir da data de eficácia, os compradores passam a ter direito à fração da produção, conforme cronogramas e marcos de medição já operacionais nos campos. O processo se integra aos sistemas de medição e de alocação de volumes utilizados pelos operadores, observando os critérios contratuais existentes.
A verificação dos volumes mensais é feita por procedimentos de medição acordados entre operador, PPSA e parceiros, com relatórios de produção auditáveis. Quando houver eventos de redeterminação, os contratos preveem ajustes a partir da data de corte estabelecida, com apurações retroativas quando aplicável. Os pagamentos contingentes, se previstos, são disparados por eventos objetivos definidos no edital, reduzindo margem para interpretação e permitindo que compradores e a União compartilhem ganhos decorrentes de mudanças técnicas posteriores.
Resumo em tópicos: datas, números e próximos passos
As resoluções do CNPE reorganizam frentes distintas do setor de óleo e gás, com foco em antecipação de receitas e expansão de áreas disponíveis. O desenho do primeiro leilão de alienação no pré-sal, somado à regulamentação para atuação além das 200 milhas e à prorrogação de contratos sob partilha, cria um pipeline de decisões para os próximos meses. A seguir, os principais marcos e valores que o mercado acompanha a partir de agora, com destaque para a janela entre outubro e dezembro de 2025, quando se concentram os eventos decisivos para o caixa da União e para a formação de preços no leilão.
Os participantes devem ficar atentos à publicação do edital, aos valores de lances mínimos, à estrutura de garantias e às regras de eventuais pagamentos contingentes. Na frente regulatória, a autorização prévia para os blocos Calcita, Dolomita e Azurita sob partilha prepara o terreno para uma rodada específica na Bacia de Campos. Já a possibilidade de prorrogação de contratos por até 27 anos abre uma janela para que operadoras apresentem planos que elevem a recuperação dos campos e, com isso, sustentem projeções de arrecadação para o período 2025–2026.
- 1º de outubro de 2025: CNPE aprova seis resoluções para óleo e gás.
- 8 de outubro de 2025: previsão de publicação do edital da PPSA para o primeiro leilão de alienação.
- Dezembro de 2025: meta de concluir a concorrência e receber os recursos iniciais.
- R$ 15 bilhões: valor mínimo estimado no orçamento de 2025 com a operação.
- 2026: novo ciclo de alienações em estudo, com objetivo de arrecadar ao menos R$ 31 bilhões.
Última atualização em 13 de outubro de 2025
