DESPACHO Nº 1.348, DE 22 DE ABRIL DE 2026 (parte 3 de 9)

Novas alternativas ao modelo de comercialização
Transformação digital e aplicação de IA
Ampliação da comunicação (cultura e concursados)
Aumento da atratividade do pré-sal
Incorporação de novas áreas no pré-sal
Consolidar conhecimento e gerar valor no Pré-sal
Contribuir com as políticas públicas e ações estratégicas da União
Aprimorar práticas de ESG
Admitir e desenvolver pessoas
Fomentar ações de descarbonização a aplicação de tecnologias
9. Resultados da Gestão
9.1. Gestão dos contratos de partilha de produção
Em 2025, a PPSA atuou como gestora de 24 contratos de partilha de
produção, em diferentes fases de operação. Desses contratos, dez possuem declaração de
comercialidade (nove em produção), sete estão em fase de exploração e sete em
processo de devolução.
Gestão de contratos em números
24 contratos de partilha de produção sob gestão da PPSA
10 contratos comerciais
7 contratos em exploração
7 contratos em devolução
5 empresas operadoras
A produção total de petróleo em regime de partilha alcançou a marca de
488,84 milhões de barris em 2025, um crescimento de cerca de 30% em relação a 2024
(370,58 MMbl). O campo de Búzios foi o principal produtor nesse regime, com 203,17
milhões de barris de óleo, seguido de Mero (193,99 milhões) e de Sépia (33,19
milhões).
Com relação ao gás natural, os contratos de partilha exportaram 2 bilhões de
m³, uma alta de aproximadamente 55% em relação ao ano anterior. O maior produtor de
gás nesse regime foi o campo de Búzios (1,67 bilhão de m³), seguido de Sépia (346,84
milhões de m³) e de Sapinhoá (28,02 milhões de m³).
Em 2025, quatro novos FPSOs entraram em operação no pré-sal: o Almirante
Tamandaré e a P-78, em Búzios; o FPSO Bacalhau, em Bacalhau; e o Alexandre Gusmão,
em Mero. Atualmente 20 FPSOs estão em operação em regime de partilha no pré-sal.
Para os próximos anos, outras unidades entrarão em operação. Em novembro,
a P-79, mais uma unidade entre as 12 previstas para instalação no campo de Búzios,
deixou a Coreia do Sul rumo ao campo de Búzios, para iniciar a operação em 2026.
Outras três plataformas já estão em construção para o campo de Búzios (P-80, P-82 e P-
83), houve o início dos trabalhos na China e no Japão para a construção de uma unidade
para o campo de Gato do Mato, além da continuidade da construção dos módulos da P-
85 e da P-84 para os campos de Sépia e de Atapu. Também já está em cotação pela
Petrobras o FPSO de Búzios 12.
Entre os destaques operacionais do ano, vale ressaltar as declarações de
comercialidade das áreas de Gato do Mato e de Sul de Gato do Mato (que mudaram de
nome para Orca e Sul de Orca); a decisão da recuperação da P-31 para retorno à
operação, em Norte de Brava; o início da produção de um segundo poço no FPSO
Alexandre de Gusmão, no Campo de Mero, elevando a capacidade de produção para
cerca de 90.000 bpd; e os avanços na construção do Hi-Sep, que será conectado ao FPSO
de Mero 3, contribuindo para a otimização do processamento submarino, para a redução
das emissões associadas à reinjeção de CO€e para o aumento da eficiência operacional do
sistema.
O ano de 2025 também foi marcado pelo Primeiro Óleo de Bacalhau, em
outubro, um marco histórico. O FPSO Bacalhau é um dos maiores em operação no Brasil
e o primeiro projeto no pré-sal liderado por uma operadora estrangeira, o que consolida
o pré-sal como uma das províncias petrolíferas mais relevantes do mundo, capaz de
mobilizar investimentos expressivos e liderança internacional.
Hoje, cinco empresas atuam como operadoras no regime de partilha. A
Petrobras está presente na maior parte dos contratos. Em 2025, houve mudança na
composição do consórcio de Sul de Gato do Mato: a TotalEnergies saiu do projeto, que
passou a ter como integrantes apenas a Shell e a Ecopetrol. A PPSA atua como
gestora.
Ao longo de 2025, 43 poços de desenvolvimento e produção foram
perfurados, além de dez poços exploratórios, três iniciados em 2024 e sete em 2025.
Foram registradas quatro descobertas. Em Tartaruga Verde Sudoeste, foi perfurado o
poço exploratório Atolchelys, com comprovação de descoberta comercial. O
desenvolvimento desse campo está previsto para o ano de 2029. Em Água Marinha, foi
perfurado o poço Andorinha Majuí (1-RJS-763DA). Como resultado, foi encontrado óleo
leve com baixo teor de CO² em três intervalos distintos (Quissamã, Macabu e Coqueiros).
Em Bumerangue, foi perfurado o poço pioneiro (1-BP-13-SP), com notificação de
descoberta à ANP. E, em Aram, foram perfurados os poços Curaçao 4 e Curaçao 5 e
concluído o poço Curaçao 3, iniciado em 2024, todos com indícios de hidrocarbonetos na
Formação Barra Velha; além de concluído o poço Tartaruga-1, com notificação de
descoberta. Também é importante ressaltar que, em Norte de Brava, o poço Mirante de
Forno foi perfurado com sucesso, confirmando a extensão da Jazida de Forno para o
bloco.
A partir de 2026, outros cinco contratos farão parte da carteira de projetos
da PPSA. Os blocos de Esmeralda e de Ametista, na Bacia de Santos; e Citrino,
Itaimbezinho e Jaspe, na Bacia de Campos, foram arrematados no 3º Ciclo da Oferta
Permanente de Partilha (OPP), realizado pela ANP, em outubro. Duas das empresas que
venceram a disputa, a Karoon e a Sinopec, são estreantes no regime de partilha no
Brasil.
Competência técnica
Para realizar as atividades de gestão de contratos, a PPSA conta com um time
de Gerentes Executivos que trabalha em conjunto com a Consultoria Jurídica e seis
superintendências: Comercialização de Petróleo, Comercialização de Gás Natural,
Reservatórios, Exploração, Desenvolvimento e Produção e Suporte e Gestão de Contratos.
Diante da complexidade das jazidas dentro do polígono do pré-sal que apresentam
características únicas, de sistemas de produção também diferenciados e do alto nível das
equipes dos operadores, a capacidade técnica gerencial e de desenvolvimento de
projetos dessas equipes é o diferencial que garante que a empresa consiga obter os
melhores resultados para a União nos contratos sob sua gestão.
A PPSA exerce papel ativo no acompanhamento técnico das áreas sob sua
gestão. A empresa lidera todos os comitês operacionais dos consórcios com 50% de voto
nas principais decisões e atua como Technical Committee Representative (TCR) em todos
os consórcios. A empresa assume responsabilidade central na discussão de Programas de
Trabalho e Orçamentos, participando de workshops técnicos e contribuindo para o
alinhamento estratégico das atividades. Assim, cabe à equipe avaliar todas as estratégias
propostas em cada contrato, analisar e aprovar os planos e programas ao longo das fases
de exploração e produção, analisar e aprovar as contratações de bens e serviços - o que
envolve um minucioso trabalho de reconhecimento e de auditoria dos custos incorridos,
propor e avaliar o uso de novas tecnologias nos projetos, além de monitorar e
acompanhar a performance da produção, gerir a conta Custo em Óleo e calcular as
participações da União.
Também é de responsabilidade da empresa realizar o monitoramento
contínuo de poços exploratórios em perfuração e avaliação, com emissão de informes
diários, assim como supervisionar o planejamento e o cronograma das campanhas
exploratórias, assegurando o adequado acompanhamento das operações.
Toda a atuação da empresa é pautada em procedimentos para garantir a
padronização, a eficiência e a qualidade da gestão. Para realizar as contratações e as
atividades previstas, os operadores encaminharam 881 notificações (ballots) e AFEs
(autorização de despesas, na sigla em inglês) para aprovação da PPSA e dos demais
membros dos Comitês Operacionais em 2025. Para aprimorar essa atuação, ao longo do
ano foi desenvolvido um Sistema de Gestão de Ballots/AFEs, bem como um Painel de
Saldo dos Ballots, a fim de facilitar o trabalho realizado por diferentes equipes.
Sistema de Gestão de Gastos de Partilha
Para dar suporte às atividades de gestão de contratos, a PPSA utiliza o
Sistema de Gestão de Gastos de Partilha de Produção (SGPP), uma plataforma digital. É
por meio dela que os operadores lançam diariamente todos os gastos relacionados às
atividades de exploração, de avaliação, de desenvolvimento e de produção, a serem
deduzidos como custo em óleo. Em 2025, foram realizadas melhorias e adequações no
SGPP para aumentar a autonomia na análise das remessas, organizar melhor os processos
e reduzir riscos de não atendimento aos prazos. Também foram automatizados os
processos para leitura dos documentos carregados no sistema. Em outra frente, a PPSA
realiza uma auditoria do trabalho de reconhecimento de custos, contando para isso com
o auxílio de consultoria externa. No decorrer do ano, 19 processos foram auditados.
Demandas futuras
O estudo "Estimativas de resultados nos contratos de partilha e nos acordos
de individualização com participação da União para o período 2026-2035", apresentado
pela PPSA em seu Fórum Técnico em dezembro, estima que a partir de 2028, os
contratos de partilha produzirão cerca de dois milhões de barris de petróleo por dia,
volume que representará mais de 40% da produção nacional.
As projeções atualizadas demonstram que a produção de petróleo da União
alcançará seu pico em 2033, podendo chegar a 506 mil barris por dia. Já a parcela diária
de gás natural da União produzida em partilha deve saltar dos 480 mil m³/dia registrados
em setembro de 2025 para 2,1 milhão m³/dia em 2028, atingindo o pico em 2034, com
3,8 milhões m³/dia.
Estudo de áreas
Também é responsabilidade da PPSA realizar a avaliação técnica das áreas
ofertadas pela ANP e estudar, de maneira geral, o potencial remanescente do Polígono
do Pré-Sal. Em 2025, a empresa nomeou duas novas áreas exploratórias na Bacia de
Santos Rutilo e Feldspato , em parceria com a empresa TGS, especializada em sísmica,
geofísica e informações geológicas para a indústria de petróleo, gás e energias
renováveis.
Para o futuro, a PPSA colocou em seu Planejamento Estratégico duas
iniciativas voltadas à possível expansão de sua carteira: a primeira prevê a realização de
um estudo aprofundado para identificação de novas oportunidades no Polígono,
enquanto a segunda avaliará a compatibilidade da utilização do regime de partilha em
novas fronteiras estratégicas.
9.2. Acordos de Individualização da produção
No Polígono do Pré-Sal e em áreas estratégicas, a PPSA é a empresa
responsável por representar a União nos acordos de individualização da produção. Esses
acordos são obrigatoriamente realizados quando uma jazida se estende além do limite
contratado. Se esta extensão compreender uma área não contratada e, portanto, de
direito da União, faz-se necessário que os titulares dos direitos de exploração e de
produção das áreas adjacentes celebrem um Acordo de Individualização de Produção com
a União, por meio da PPSA.
Importante frisar que a sua adoção é obrigatória sempre que o acúmulo de
petróleo e/ou gás natural em uma jazida petrolífera extrapola a área sob contrato (ASC),
como pode ser observado na figura. A Área Não Contratada (ANC) corresponde à parte
que está fora da área sob contrato. Atualmente, 11 acordos de individualização da
produção já foram negociados pela PPSA em nome da União e encontram-se efetivos.
Outros dois já foram submetidos à ANP e aguardam aprovação e outros quatro estão em
processo de avaliação.
AIPs:
- 6 em avaliação:
Corvina (Jubarte)
Caxaréu
Júpiter
Pedúnculo de Sépia
SW Búzios
SW Tupi
- 1 submetido à ANP:
Gato do Mato
- 11 aprovados e efetivos:
Forno
Brava
Sapinhoá
Tartaruga Verde
Tupi
Argonauta
Atapu
Mero
Bacalhau
Sépia
Jubarte
Em 2025, entre muitas atividades realizadas nessa frente, duas se destacaram
com enorme relevância para a União: a formalização do AIP do Pré-Sal de Jubarte e a
redeterminação da Jazidas de Tupi.
Formalização do AIP do Pré-Sal de Jubarte
Em julho de 2025, a ANP aprovou o Acordo de Individualização da Produção
(AIP) da Jazida Compartilhada do Pré-Sal de Jubarte, localizada na Bacia de Campos. Com
a decisão, a União passa a contar com uma participação de 1,89% na jazida, parcela
correspondente às Áreas Não Contratadas, aumentando sua participação no pré-sal. A
PPSA é a representante da União na jazida.
O AIP passou a vigorar a partir de 1º de agosto, com a seguinte composição:
97,25% de área do Campo de Jubarte (BC-60); 1,89% de Áreas Não contratada, sob
responsabilidade da União; e 0,86% de área do Campo de Argonauta (BC-10).
O Acordo estabelece as participações de cada uma das partes envolvidas, bem
como as regras para a execução conjunta das operações de desenvolvimento e de
produção de petróleo e de gás natural na jazida. O próximo passo foi a celebração, em
outubro de 2025, do Acordo de Equalização de Gastos e Volumes do Acordo de
Individualização da Produção da Jazida Compartilhada do Pré-Sal de Jubarte, entre a PPSA
e a Petrobras. Por conta desse acordo, a União recebeu R$ 1,54 bilhão da Petrobras,
referente ao pagamento resultante dessa equalização, que trata da conciliação financeira
firmada entre as empresas, decorrente da entrada em efetividade, em primeiro de
agosto de 2025, do AIP.
Esse é o sétimo Acordo de Equalização de Gastos e Volumes (EGV) firmado
pela PPSA desde 2018. Com o AIP do Pré-Sal de Jubarte, a arrecadação total com EGVs
alcançou R$ 2,8 bilhões para os cofres públicos.
Redeterminação do AIP de Tupi
Ao longo do ano, a PPSA negociou a primeira Redeterminação do AIP de Tupi,
elevando a participação da União (ANC) de 0,551% para 0,833%, aumentando mais uma
vez a participação da União no pré-sal. A negociação resultou no Termo Aditivo nº 04 ao
Acordo de Individualização da Produção (AIP) de Tupi entre a área do contrato de
concessão BM-S_11, a área do contrato de cessão onerosa (Bloco Sul de Tupi) e a área
de Tupi Leste (área não contratada, de direito da União), que foi aprovado, em
novembro de 2025, por unanimidade, pela Diretoria Colegiada da ANP.
Com a efetividade do acordo, deu-se início à fase de equalização de gastos e
volumes, onde a União deverá ser credora, sendo o pagamento previsto para o primeiro
semestre de 2026.
Em dezembro, a participação da União em Tupi foi ofertada durante o Leilão
de Áreas Não Contratadas realizado na B3, mas não foi arrematada. Assim, toda a
produção da União em Tupi seguirá sendo regularmente comercializada por nossa
empresa ao longo do próximo ano.
Outras frentes de trabalho
Ao longo do ano, diversas outras atividades foram realizadas no âmbito da
representação da União na realização de AIPs. Confira as principais iniciativas:
Assinatura do Aditivo ao Acordo de Confidencialidade de Caxaréu para
discussões sobre o AIP da Jazida
Anúncio da cessão da participação da QatarEnergy no AIP de Nautilus para
a Brava, dando início a negociação de aditivos ao AIP, ao contrato de consórcio e ao
Acordo de Gestão
Início das tratativas para a elaboração do AIP do Pós Sal de Jubarte
Redeterminação do AIP da Jazida Compartilhada de Sapinhoá
9.2.1 Leilão de Áreas Não Contratadas
Em 2025, a PPSA realizou um projeto desafiador: o Leilão de Áreas Não
Contratadas, certame inédito para alienar os direitos e as obrigações da União
decorrentes de Acordos de Individualização da Produção em áreas não concedidas ou não
partilhadas de jazidas compartilhadas dos campos de Mero, de Tupi e de Atapu. O
amparo legal para esse processo foi dado pela Lei nº 15.164, de 14 de julho de 2025,
que autoriza a União a alienar seus direitos e obrigações decorrentes de acordos de
individualização da produção em áreas não concedidas ou não partilhadas na área do
pré-sal e em áreas estratégicas.
O leilão foi elaborado pela PPSA, com envolvimento de diversas áreas da
empresa, e contou com a colaboração estreita do Ministério de Minas e Energia e da
ANP. No dia de 4 dezembro, em evento na B3, foram oferecidas ao mercado a totalidade
da participação da União nessas áreas, correspondentes a 3,500% em Mero, 0,833% em
Tupi e 0,950% em Atapu.
Em consórcio, as empresas Petrobras e Shell arremataram a participação da
União nas áreas não contratadas das Jazidas Compartilhadas de Mero e de Atapu,
localizadas no Polígono do Pré-Sal, na Bacia de Santos. O lote de Tupi não foi
arrematado.
Com essa iniciativa, a PPSA arrecadou cerca de R$ 8,8 bilhões para os cofres
públicos.
9.3. Comercialização de petróleo e gás natural
A PPSA é responsável pela comercialização de toda a parcela de óleo e de gás
natural de propriedade da União, sendo toda a receita gerada destinada à União.
No ano de 2025, a PPSA comercializou o montante de R$ 20,49 bilhões de
petróleo e de R$ 67,93 milhões de gás natural, perfazendo um total de receitas de R$
20,56 bilhões para a União.
Foram entregues ao longo do ano 109 cargas de 500 mil barris petróleo da
União, totalizando 52,91 milhões de barris, sendo 78 cargas do Campo de Mero, 13 de
Sépia, oito de Itapu, quatro de Búzios, duas de Tupi, duas do Entorno de Sapinhoá e duas
de Atapu. À exceção de parte das cargas de Sépia, de Atapu e de Itapu, que foram
comercializadas por meio de leilões spot, as demais foram comercializadas por contratos
de longo prazo, frutos dos leilões realizados na B3, realizados em 2021, em 2024 e em
2025.
Em 2025, foi, também, comercializado para a Petrobras um volume total de
137,2 milhões de metros cúbicos de gás natural.
5º Leilão de Petróleo da União
No dia 26 de junho de 2025, a PPSA comercializou 74,5 milhões de barris de
petróleo da União no 5º Leilão de Petróleo da União, realizado na B3, com potencial de
arrecadação de R$ 28 bilhões para os cofres públicos em dois anos - R$ 3 bilhões a mais
do que o previsto inicialmente. Dez empresas foram habilitadas para participar do
certame, que foi marcado por competição, pelo maior número de vencedores diferentes
e pelo melhor preço pago pelo petróleo da União. As empresas Petrobras, Equinor e os
Grupos Galp/ExxonMobil e Petrochina/Refinaria de Mataripe foram as grandes
vencedoras do leilão.
O leilão foi dividido em sete lotes, com óleo da União dos campos de Mero
(quatro lotes), de Búzios, de Sépia e de Itapu. O melhor resultado foi obtido no lote de
Itapu, arrematado por Brent datado menos US$ 0,65 /barril, pelo Grupo Petrochina e
Refinaria de Mataripe.
Leilões Spot
Para volumes menores, a PPSA realiza leilões spot. Em 2025, foram realizados
dois leilões: em março, o 3º Leilão Spot comercializou um milhão de barris de Itapu,
arrematados pela Petrobras; e em agosto, foram comercializados 500 mil barris de Atapu
no 4º Leilão Spot, vencido pela Prio. Foi a primeira vez que a Prio adquiriu óleo da
cargas.
O 3º leilão spot, realizado em 19 de março de 2025, ofertou um volume total
de 1,0 milhão de barris, do campo de Itapu. Participaram as empresas Acelen, Galp,
Petrobras, Petrochina e Prio. A vencedora foi a Petrobras.
Já o 4º leilão spot, realizado em 14 de agosto de 2025, ofertou um volume
total de 0,5 milhão de barris, do campo de Atapu. Participaram as empresas Galp,
Petrobras e Prio. A vencedora foi a Prio.
Outras atividades
Além das atividades ligadas diretamente aos embarques e aos faturamentos
das cargas de petróleo e dos volumes de gás natural da União, em 2025 também foram
realizadas as seguintes atividades:
Coordenação das negociações junto aos proprietários das infraestruturas de
escoamento e de processamento de gás natural da Bacia de Santos para viabilização das
contratações dos Sistemas Integrados de Escoamento (SIE) e de Processamento (SIP), com as
melhores condições e com tarifas justas e adequadas. O objetivo é avançar na cadeia de
comercialização do gás natural, com maior competitividade e de modo a garantir os melhores
preços possíveis para o gás da União, mas sempre com base nas premissas de maximização
dos resultados para a União e de não causar impacto negativo ao Fundo Social.
Negociação com a Petrobras do desenvolvimento de modelo de negócio
transitório, no qual a Petrobras atuaria como agente comercializador de forma que a
União possa comercializar seu gás na saída do sistema de processamento de forma mais
competitiva.
Preparação para a realização do 1º Leilão de Gás Natural. Como parte das
atividades, a superintendência trabalhou, em conjunto com a Gerência de Licitações, para
a contratação de empresa especializada na prestação de serviços de consultoria para a
realização de estudo e de emissão de relatório para a modelagem de leilão para
comercialização de gás natural da União.
Realização de estudo sobre disponibilidade de navios-aliviadores para uso no
pré-sal, a fim de entender as perspectivas de comercialização do óleo da União.
10.Informações Econômico-Financeiras
10.1. Resultado do exercício e proposta de dividendos
A PPSA encerrou o exercício de 2025 com um lucro líquido de R$ 30,1
milhões. Esse desempenho é reflexo da eficiência operacional na gestão dos custos
administrativos e operacionais frente à receita proveniente do Contrato de Remuneração
com o Ministério de Minas e Energia (MME), potencializado pelo resultado das aplicações
financeiras realizadas no período. Em estrita observância ao Estatuto Social da
Companhia e à legislação vigente, a proposta de destinação do resultado para 2025
contempla a constituição das reservas legais pertinentes e a remuneração à União, sua
acionista única. O montante total proposto para a distribuição de dividendos é de R$
28,6 milhões.
Desse total, R$ 7,2 milhões correspondem ao dividendo mínimo obrigatório de
25% do lucro líquido ajustado, enquanto R$ 21,4 milhões referem-se a dividendos
adicionais propostos pela Administração. Tal proposta ratifica a sólida capacidade da
PPSA em gerar valor e em assegurar sua sustentabilidade financeira sob a égide do novo
modelo de remuneração instituído pela Lei nº 15.075/2024.
10.2. Custeio
Os recursos para custeio das atribuições legais da PPSA advêm do Contrato de
Remuneração com o Ministério de Minas e Energia (MME). Esse contrato prevê a
contrapartida para a remuneração dos serviços prestados à União na gestão dos
contratos de partilha de produção, na representação da União nos procedimentos de
individualização da produção de petróleo e de gás natural e nos acordos decorrentes da
gestão dos contratos para a comercialização de petróleo, de gás natural e de outros
hidrocarbonetos fluidos da União.
Como condição para o faturamento, a companhia elabora o Relatório Mensal
de Remuneração, com todas as informações sobre os contratos sob gestão da PPSA, até
o quinto dia útil do mês subsequente, para que o MME efetue a conferência e libere o
aceite dos serviços.
Em 27 de junho de 2024, foi assinado o Contrato Nº 19/2024, que
estabeleceu a vigência do contrato de remuneração de 01 de julho de 2024 até 30 de
junho de 2025.
A promulgação da Lei nº 15.075, em 26 de dezembro de 2024, representou
um marco na gestão da PPSA, ao instituir uma nova modalidade de remuneração voltada
ao fortalecimento da sustentabilidade financeira da Companhia. Ao longo de 2025, a
PPSA e o MME conduziram um extenso cronograma de tratativas técnicas e institucionais
para viabilizar a regulamentação desse novo modelo.
Esse esforço conjunto foi decisivo para a maturação da minuta do decreto
regulamentador e da subsequente Portaria, instrumentos que serviram de alicerce
jurídico e operacional para a renovação do contrato de remuneração. O processo foi
pautado por análises rigorosas, assegurando que a transição para as novas diretrizes
ocorresse com total segurança jurídica e eficiência administrativa.
O alinhamento estratégico entre a empresa e o Ministério culminou na
publicação da Portaria MME nº 884, de 19 de novembro de 2025. Esse ato normativo
definiu os parâmetros fundamentais para a celebração do Contrato de Remuneração nº
29/2025, com vigência de dezembro de 2025 a dezembro de 2026. Com isso, consolidou-
se a transição para uma metodologia de cálculo atualizada, alinhando a remuneração da
PPSA à nova realidade de suas atribuições legais.
10.3. Investimento
Os recursos para manutenção e ampliação das atividades oriundas das
atribuições legais da companhia advêm dos aportes de capital da União (acionista única)
e dos valores correspondentes às parcelas do bônus de assinatura destinadas à
companhia, nos termos da parte final do inciso I do art. 7º da Lei nº 12.304/2010.
Ao longo de 2025, a PPSA investiu um total de R$ 4,3 milhões em softwares
especialistas dedicados à fiscalização e à gestão de custo em óleo. Desse montante anual,
R$ 2 milhões foram aplicados especificamente no segundo semestre.
No que se refere às soluções na modalidade Software as a Service (SaaS), os
investimentos totalizaram R$ 13,3 milhões ao longo do exercício, dos quais R$ 7,9
milhões foram realizados no segundo semestre de 2025.
10.4. Realização orçamentária
Em relação ao Programa de Dispêndios Globais (PDG) de 2025, aprovado pelo
Decreto nº 12.280/2024, houve a execução de 85,97% das fontes de recursos planejadas,
totalizando R$ 205,20 milhões. A composição dessas receitas deu-se majoritariamente
por receitas operacionais (74,37%), seguidas pelas financeiras (13,26%), de capital
(12,26%) e outras receitas correntes (0,11%).
Quanto à aplicação dos recursos, foram realizados 74,86% dos usos
planejados, perfazendo R$ 179,07 milhões. Os principais dispêndios concentraram-se em
pessoal e encargos sociais (32,88%), tributos e encargos parafiscais (22,65%) e serviços de
terceiros (22,37%). Os dispêndios de capital representaram 19,78%, enquanto os 2,32%
restantes foram destinados a outros dispêndios correntes, utilidades, serviços e
materiais.
10.5. Receita para a União
No exercício de 2025, a PPSA gerou um total de R$ 20,56 bilhões para a
União. Desse montante, R$ 20,49 bilhões referem-se à comercialização de óleo dos
campos de Atapu, de Mero, de Sépia, de Búzios, de Itapu, de Tupi e de Sapinhoá.
Adicionalmente, a venda de gás natural totalizou R$ 67,93 milhões, abrangendo os
campos de Búzios, de Espadim, de Sapinhoá, de Sépia, de Tartaruga Verde, de Tupi e de
Jubarte.
Leilão de Áreas Não Contratadas
No segundo semestre de 2025, a PPSA viabilizou o Leilão de Áreas Não
Contratadas, uma operação estratégica voltada à alienação de direitos e obrigações da
União oriundos de Acordos de Individualização da Produção (AIPs). O certame
contemplou as áreas não contratadas das jazidas de Mero, de Tupi e de Atapu.