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En Subasta Inédita de Participaciones en el Pré-Sal Ya en Producción, Petrobras y Shell Adquieren Porciones de Mero y Atapu por R$ 8,8 Mil Millones, Por Debajo de la Meta Oficial, Dejan Tupi Sin Propuestas y Transfieren Para Pagos Futuros la Tarea de Recomponer la Recaudación Esperada para 2025 en el Presupuesto de la Unión.
El 4 de diciembre de 2025, Petrobras y Shell concentraron solas el resultado de la subasta de participaciones de la Unión en campos del pré-sal ya en producción, al adquirir porciones de Mero y Atapu y garantizar R$ 8,8 mil millones en ingresos inmediatos para el gobierno federal, un valor inferior a la última proyección oficial de R$ 10,2 mil millones. La disputa terminó sin ninguna oferta por la participación de la Unión en Tupi, lo que consolidó la frustración de recaudación en un certamen considerado estratégico para la caja pública.
La subasta, conducida por Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), había sido diseñada para incorporar aún en 2025 los recursos provenientes de la venta de participaciones remanentes de la Unión en áreas unificadas. La estatal responsable de los contratos de reparto del pré-sal recuerda que la estimación inicial llegó a R$ 15 mil millones, pero fue revisada tras la decisión de adoptar el pago a la vista combinado con pagos contingentes futuros, en un modelo que intenta equilibrar precio inmediato menor con potencial de ganancia adicional atada al precio del Brent y a la redeterminación de reservas.
Cómo Fue la Subasta Inédita de Participaciones de la Unión
El certamen ofreció porciones minoritarias en tres grandes yacimientos compartidos: Mero, Atapu y Tupi, todos ya en fase de producción bajo el régimen de reparto.
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Petrobras y Shell compitieron solas y sin competencia por dos de estas tres ofertas, consolidando la percepción de una subasta altamente concentrada y con apetito selectivo por activos.
En Mero, el consorcio formado por las dos empresas adquirió una participación del 3,5% perteneciente a la Unión, por R$ 7,79 mil millones.
El valor superó ligeramente el mínimo establecido en el pliego, de R$ 7,65 mil millones, lo que garantizó al gobierno un modesto, pero positivo, ágio en un yacimiento considerado uno de los más relevantes del pré-sal.
En Atapu, la misma asociación Petrobras-Shell se llevó una porción del 0,95% por cerca de R$ 1 mil millones, también por encima del valor mínimo, de R$ 863,32 millones.
En la práctica, las dos pujas sumadas materializaron todo el monto de R$ 8,8 mil millones, dado que el tercer área ofertada ni siquiera recibió propuestas.
Tupi Encajada: ¿Por Qué No Hubo Ofertas?
La principal sorpresa de la subasta fue la ausencia total de ofertas por la participación del 0,833% en el yacimiento compartido de Tupi, con un valor mínimo de R$ 1,69 mil millones.
A pesar de ser uno de los mayores campos de petróleo del país, el área no despertó propuestas, lo que ayudó a derribar la recaudación por debajo de los R$ 10,2 mil millones proyectados en la última revisión de noviembre.
Según el presidente de PPSA, Luis Fernando Paroli, la visión económica de las empresas respecto a Tupi fue “peor” que la expectativa del gobierno, influenciada sobre todo por la trayectoria reciente del petróleo Brent, referencia internacional, que presentó caída a lo largo de 2025.
Con precios más bajos, la evaluación de riesgo-retorno para la compra de una participación tan específica y ya en producción se vuelve más restrictiva.
Paroli destacó que diez empresas accedieron al data room de la subasta y siete llegaron a acreditarse, lo que indica un interés preliminar relevante.
No obstante, la combinación de precio mínimo, un escenario de Brent más débil y un perfil de riesgo puede haber desestimulado la formalización de proposiciones por Tupi, dejando el activo encajado en este primer intento de venta de participación de la Unión.
Qué Cambia en la Participación de Petrobras en Mero y Atapu
Tras el certamen, Petrobras informó en hecho relevante que desembolsará R$ 6,97 mil millones aún en diciembre para ampliar sus participaciones en los campos de Mero y Atapu.
La compra se realizó en asociación con Shell, pero la estatal brasileña explicitó la variación de sus porcentajes en cada activo.
En Mero, la participación de Petrobras en el yacimiento compartido sube del 38,60% al 41,40%, reforzando el peso del campo en la cartera de producción del pré-sal.
Ya en Atapu, la participación avanza del 65,687% al 66,38%, consolidando aún más la posición dominante de la compañía en esta área.
Para Petrobras, el movimiento se presenta como una apuesta a largo plazo en la generación de petróleo-utilidad en campos de alta productividad del pré-sal, incluso en un ambiente de Brent más volátil y sujeto a revisiones de precios.
Para Shell, la operación refuerza la estrategia de mantener una exposición relevante en proyectos de gran escala en Brasil, alineados con su enfoque global en activos de menor costo de extracción.
Unión Recauda Menos Ahora, Pero Mantiene Flujo de Petróleo y Recibos
A pesar de la frustración inmediata en relación a la meta de R$ 10,2 mil millones, PPSA argumenta que la Unión “no pierde nada” con la ausencia de pujas por Tupi, dado que seguirá recibiendo y comercializando el petróleo correspondiente a su participación en este campo.
Lo mismo ocurre, en menor escala, para las porciones remanentes de Mero y Atapu, ya que, incluso tras la venta parcial, el gobierno continuará recibiendo parte de la utilidad de petróleo prevista en los contratos de reparto.
Estos volúmenes de petróleo son usualmente vendidos en subastas específicas, complementando la recaudación del Tesoro a lo largo del año.
Paroli también recordó que, antes de la revisión, la estimación de R$ 15 mil millones consideraba un escenario de precios más altos, ágios mayores y la venta integral de las tres participaciones, lo que no se confirmó.
En el Ministerio de Hacienda, interlocutores evalúan que la frustración de R$ 1,4 mil millones, en comparación con la previsión más reciente, no representa un riesgo material inmediato para las metas fiscales de 2025.
El argumento es que, tradicionalmente, el gobierno se beneficia del llamado “empozamiento” de recursos: gastos autorizados en el presupuesto que no son efectivamente ejecutados por obstáculos burocráticos y que terminan compensando frustraciones puntuales de ingresos.
El propio equipo económico proyecta empozamiento cercano a R$ 10 mil millones este año.
Earn-Out: Cómo Funcionan los Pagos Adicionales a las Empresas
Además del valor pagado a la vista, Petrobras y Shell podrán realizar pagos adicionales a la Unión en el futuro, a través de una estructura de earn-out ligada a condiciones económicas y técnicas de los campos.
Si la media anual del Brent supera 55 dólares por barril, se abre una ventana para desembolsos extras, aumentando el retorno gubernamental sin necesidad de una nueva subasta.
También existe la posibilidad de pagos adicionales si ocurren redeterminaciones de las participaciones en los yacimientos, lo que puede aumentar la porción relativa de las áreas antes no contratadas y, por ende, el valor de los activos transferidos a las empresas.
En la evaluación de Paroli, estos mecanismos contingentes tienen potencial para compensar parte o incluso toda la diferencia entre la recaudación efectiva de R$ 8,8 mil millones y las proyecciones más ambiciosas divulgadas al inicio del proceso.
Desde el punto de vista de Petrobras y Shell, el earn-out también representa un componente de riesgo calculado: cuanto mejor es el desempeño operativo y el escenario de precios, mayor es el valor futuro a ser pagado, pero también mayor es el flujo de caja derivado de la utilidad de petróleo adicional.
Subasta Concentrada, Riesgo Calculado y Próximos Movimientos
El resultado de esta subasta inédita de participaciones de la Unión refuerza algunos signos importantes del mercado de petróleo y gas en 2025.
Por un lado, compañías ya posicionadas en grandes campos, como Petrobras y Shell, muestran disposición para ampliar participación en activos que conocen bien y donde ya operan, reduciendo incertidumbres técnicas y de ejecución.
Por el otro lado, la ausencia de competencia efectiva y el encalhe de la participación en Tupi evidencian un apetito selectivo por riesgo, fuertemente condicionado al comportamiento del Brent y al diseño financiero de los contratos.
PPSA cumplió la misión de realizar el certamen aún en 2025, asegurando ingresos relevantes y un pipeline de pagos contingentes, pero tendrá que decidir si insiste en el modelo actual o si ajusta parámetros para atraer más jugadores en futuras rondas.
Para Petrobras, el movimiento consolida la estrategia de profundizar su presencia en proyectos de pré-sal de alta productividad, al mismo tiempo que el gobierno intenta equilibrar necesidad de caja, metas fiscales y preservación del valor a largo plazo en sus activos petroleros.
Al final del camino, la subasta deja una pregunta abierta para inversores, agentes públicos y contribuyentes: ¿vale más la pena garantizar una recaudación inmediata menor, con posibilidad de ganancias futuras a través de earn-out, o insistir en precios de entrada más altos incluso corriendo el riesgo de ver participaciones estratégicas, como Tupi, nuevamente encalladas?
En su opinión, ¿acertaron Petrobras y el gobierno al aceptar este resultado más modesto ahora, confiando en pagos futuros, o la subasta debería haberse rediseñado para atraer más competencia y elevar la recaudación ya en 2025?
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