Petrobras faz oferta de US$ 1,3 bilhão por participações adicionais em Mero e Atapu. Governo arrecada R$ 8,8 bilhões
Nesta quinta-feira (4), a PSSA realizou o primeiro leilão de áreas não contratadas (ANC). Os consórcios formados pela Petrobras e pela Shell garantiram os direitos de produção em Mero (3,5%) e Atapu (0,95%), em ambos os casos sem concorrência. Não houve lances para a ANC de Tupi. Como resultado dessa rodada, o governo arrecadará cerca de R$ 8,8 bilhões. Considerando sua participação em cada campo, o compromisso de capital da Petrobras totaliza US$ 1,3 bilhão (R$ 7,0 bilhões ou cerca de 1,6% do valor de mercado). Embora a participação da Petrobras fosse amplamente esperada, consideramos o resultado do leilão positivo. Esses são ativos essenciais do pré-sal operados pela própria empresa, totalmente alinhados com seu plano estratégico. Os ágio oferecidos foram pequenos e a ausência de lances em Tupi é prova da alocação diligente de capital da empresa (nós também chegamos a valores presentes abaixo da oferta mínima estipulada).
Garantindo petróleo no pré-sal. A Petrobras garantiu os direitos sobre Mero e Atapu, formando consórcios com a Shell para ambas as áreas. Esses consórcios foram os únicos licitantes. A oferta por Mero totalizou R$ 7,8 bilhões (participação de 80% na PBR) – um prêmio de 1,9% sobre a oferta mínima (R$ 7,6 bilhões). Atapu foi arrematado por R$ 1,0 bilhão (73,24% de participação na PBR) – um prêmio de 16% sobre o mínimo (R$ 0,9 bilhão). Para a Petrobras, isso representa uma alocação total de capital de US$ 1,3 bilhão (R$ 7,0 bilhões ou 1,6% do valor de mercado), dividida entre US$ 1,2 bilhão (R$ 6,2 bilhões) para Mero e US$ 138 milhões (R$ 733 milhões) para Atapu.
Petrobras: Mesmo valor, menos dividendos no 4T25 e mais FCFE em 2027. Em nossa visão, o impacto do leilão sobre o valor da Petrobras deve ser relativamente pequeno, já que as ofertas apresentadas estão muito próximas do valor justo e o compromisso de capital total não é muito significativo (1,6% do valor de mercado da PBR). O bônus de assinatura oferecido fica entre PV15 @ Brent USD70/bbl e PV15 @ Brent USD60/bbl em nossas estimativas. De uma perspectiva prática, esperamos que o resultado do leilão: (i) reduza os dividendos da PBR no 4T25 (-0,7 p.p.); (ii) mantenha tudo inalterado em 2026; e (iii) aumente ligeiramente os dividendos e o FCFE (+0,2 p.p.) a partir de 2027. É importante notar que, como a participação da Petrobras no leilão era amplamente esperada, a única surpresa foi a participação ligeiramente superior ao previsto. Assim, em comparação com as expectativas anteriores, o impacto marginal nas estimativas de dividendos para o 4T25 deve ficar mais próximo de -0,2 p.p. (ou seja, 45% do compromisso de capital de US$ 1,3 bilhão contra a expectativa anterior de US$ 0,9 bilhão).
Governo: receita adicional de R$ 8,8 bilhões em 2025. O leilão arrecadou R$ 8,8 bilhões para o governo brasileiro – abaixo do total das ofertas mínimas de R$ 10,2 bilhões. O motivo para a diferença em relação às expectativas do governo foi a ausência de ofertas para a ANC de Tupi (mínimo de R$ 1,7 bilhão). O pagamento efetivo será feito em 19 de dezembro, contabilizando, portanto, nos resultados fiscais de 2025.
O que estava sendo ofertado. Nesta rodada, o governo ofereceu seus direitos totais de produção nos reservatórios compartilhados de Mero (3,5%), Tupi (0,83%) e Atapu (0,95%). Essas participações têm origem em extensões dos reservatórios além dos limites originais do contrato. Uma característica importante do leilão é que a data efetiva para o direito à produção foi definida como 1º de março de 2027, o que significa que os licitantes vencedores começarão a receber sua parte da produção a partir dessa data.
Diferente, mas em linha. Antes do leilão, esperávamos que a Petrobras alocasse R$ 4,9 bilhões (US$ 0,9 bilhão). A realidade acabou sendo um pouco diferente, embora ainda positiva. A Petrobras não fez lances para todas as áreas, diferentemente do que esperávamos. As participações dos consórcios não foram as mesmas das originais, também diferentemente do que esperávamos. Ajustando esses fatores (áreas e participações), a alocação final de capital de R$ 7,0 bilhões (US$ 1,3 bilhão) está amplamente em linha com nossas estimativas em PV15 @ Brent USD70/bbl e PV15 @ Brent USD60/bbl. Outro sinal de alocação disciplinada de capital foi o prêmio limitado sobre os lances mínimos: 1,9% para Mero e 16% para Atapu.
O preço e o prêmio. O impacto imediato no 4T25 para a Petrobras é o pagamento em dinheiro de R$ 1,3 bilhão. A partir de 2027, porém, há a contrapartida. Prevemos uma produção combinada das participações adquiridas em Mero e Atapu de cerca de 19 mil bpd até 2028 (primeiro ano completo de produção), permanecendo próxima dos níveis de platô ao longo da década antes de declinar gradualmente. Com os preços do Brent entre US$ 60 e US$ 70/bbl, essa produção poderia gerar um fluxo de caixa livre após impostos de US$ 230 a US$ 270 milhões por ano, o que implica um rendimento cerca de 19% sobre o investimento (cerca de 0,3% do valor de mercado da PETR4).
Mais FCFE em 2027. A alocação de capital gera um retorno de 17% a US$ 65/bbl de Brent em 2027 (ou seja, delta FCFE sobre o capital investido). Em 2026, o impacto é zero, pois os direitos de produção só são concedidos em 2027. O valor de 2027 parece atraente. Está ligeiramente acima da nossa estimativa consolidada (10%), tornando-o marginalmente acretivo para o rendimento do FCFE. No entanto, dada a pequena alocação, o efeito nos resultados consolidados é limitado, sem impacto em 2026 e com um aumento de apenas +0,2 p.p. no rendimento do FCFE em 2027.
Menos dividendos no 4T25. O investimento de US$ 1,3 bilhão (1,6% do valor de mercado) implica um impacto de US$ 590 milhões (0,7% do valor de mercado) nos dividendos do 4T25. A alocação original esperada (XPe e consenso) era de US$ 900 milhões, o que teria implicado US$ 405 milhões a menos em dividendos no trimestre (assumindo as mesmas participações do consórcio original). Em outras palavras, a oferta acima do esperado implica um impacto delta nos dividendos de cerca de US$ 190 milhões (0,2% do valor de mercado).
Grandes ativos produtores. Mero, Tupi e Atapu estão entre os campos pré-sal de maior produção do Brasil. Notavelmente, Tupi é o segundo maior, com uma média de 780 kbpd de produção de petróleo em outubro. Mero produziu 630 kbpd, enquanto Atapu teve uma média de 126 kbpd. As participações oferecidas no leilão equivalem a 22 kbpd em Mero e 1 kbpd em Atapu, ou 18 kbpd combinados para a Petrobras.
Mais produção por vir. De acordo com a PPSA, a tract participation (TP) em todos os três campos deverá aumentar ao longo do tempo. Para Tupi, as estimativas da PPSA apontam para mais de 500 milhões de barris de petróleo recuperável adicional com a adição de dois novos FPSOs – o que também é uma leitura positiva para a Petrobras. Em Mero, os poços perfurados após a determinação inicial da TP indicam seções mais espessas do reservatório na ANC, sugerindo volumes recuperáveis incrementais de até 500 milhões de barris. Por fim, os poços perfurados recentemente em Atapu indicam um contato óleo-água (O/A) mais profundo, o que poderia resultar em uma alocação de TP mais alta para a ANC.
Termos contratuais e contingências. Caso ocorram revisões nas reservas, a PPSA incluiu mecanismos de ganhos adicionais nos contratos de leilão. Além disso, serão aplicados pagamentos contingentes ao Brent a partir de US$ 55/bbl. Notavelmente, as áreas estão sujeitas a uma taxa de royalties de 15%, sem participação especial aplicável. É importante ressaltar que os licitantes vencedores não terão direitos sobre: (i) quaisquer extensões recém identificadas além da área do contrato, ou (ii) reservas adicionais descobertas dentro da área do contrato existente.
Leitura positiva para a PBR. Independentemente do resultado do leilão, acreditamos que as perspectivas de reservas incrementais são uma notícia positiva para a empresa. O campo de Mero está atualmente aumentando a produção, com a recente adição da FPSO Alexandre de Gusmão (que começou a operar em maio). A produção do campo deve ultrapassar 650 kbpd até 2026, com a adição de outro FPSO. Em Tupi, dois novos FPSOs devem entrar em operação nos próximos anos.
Os consórcios. A Shell e a Petrobras uniram forças em consórcios durante o leilão de hoje. No consórcio que garantiu o Mero, a Petrobras detinha 80% e a Shell 20%. O de Atapu, a divisão foi de 73,24% para a Petrobras e 26,76% para a Shell. Essas são as mesmas participações originais que a Shell tinha nos campos, enquanto a Petrobras aumentou sua participação ao assumir as participações de parceiros que não participaram desta vez (em Mero: 20% da Total e 10% da PetroChina; em Atapu: cerca de 15% da Total e cerca de 2% da Galp).
Tupi não recebeu nenhuma oferta. Os consórcios formados pela Petrobras e pela Shell apresentaram ofertas para duas das três áreas oferecidas. A ANC de Tupi não recebeu nenhuma oferta. A oferta mínima para esta área era de R$ 1,7 bilhão. Este valor estava acima da nossa estimativa de VPL, o que está em linha com a nossa hipótese de modelo de não apresentação de ofertas.
Redeterminação de Tupi. No início desta semana, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou uma alteração ao acordo de individualização da produção (AIP) para o reservatório compartilhado de Tupi. Com a alteração, a participação da Petrobras aumentou de 67,216% para 67,457%, enquanto a participação da PPSA subiu de 0,551% para 0,833% (um aumento significativo de quase 50% da produção disponível da NCA de Tupi). Com essas novas porcentagens, o lance mínimo de R$ 1,7 bilhão está mais próximo do valor justo, mas ainda abaixo do PV10 @ USD 60 e do PV15 @ USD 70 (ambos em torno de R$ 1,5 bilhão XPe). Considerando a participação anterior de 0,551%, tínhamos estimado um valor mais próximo de R$ 1,1 bilhão.
Próximos passos e critérios do leilão. O leilão ocorreu em 4 de dezembro, com as ofertas avaliadas segundo o critério de “a oferta mais alta ganha”, desde que a oferta excedesse o lance mínimo. A data de pagamento está marcada para 19 de dezembro, ou seja, antes do final do ano de 2025, o que terá impacto nos dividendos do quarto trimestre de 2025. O contrato será assinado em março de 2026 e o benefício líquido para a produção da PBR terá início em 2027.
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