No dia 26 de março de 2025, a Petrobras comunicou ao mercado mais uma descoberta de petróleo no pré-sal da Bacia de Campos. Dessa vez, o óleo foi encontrado no campo de Marlim Sul, a 113 quilômetros da costa de Campos dos Goytacazes, no Rio de Janeiro, em uma lâmina d’água de 1.178 metros de profundidade. A empresa classificou o petróleo encontrado como “de excelente qualidade” e informou que o intervalo portador do óleo foi identificado por meio de perfis elétricos, indícios de gás e amostras de fluido. As amostras serão enviadas para laboratórios, onde análises detalhadas vão revelar as condições dos reservatórios e ajudar a determinar o real potencial da área para produção comercial.
Mas o que exatamente significa encontrar petróleo no pré-sal de Marlim Sul? Por que isso importa para o Brasil? E o que essa notícia tem a ver com o preço da gasolina no posto? Para responder a essas e outras perguntas, vamos mergulhar no tema desde o começo, de forma clara e completa.
O que é o pré-sal e por que ele é tão especial
Para entender a descoberta, é preciso entender o que é o pré-sal. Trata-se de uma camada de reservas de petróleo localizada abaixo de uma espessa camada de sal no fundo do mar. Essa formação geológica é considerada uma das maiores descobertas de petróleo das últimas décadas no mundo e está situada principalmente nas bacias de Santos e Campos, ao longo do litoral do Sudeste do Brasil.
A camada de sal, que funciona como uma espécie de “tampa” natural protegendo o petróleo durante milhões de anos, pode atingir espessuras de até 7 quilômetros, o equivalente à altura dos pontos mais elevados da Cordilheira dos Andes. Isso significa que para perfurar e chegar ao petróleo, a broca precisa atravessar quilômetros de água, quilômetros de rocha sedimentar e ainda a espessa camada de sal antes de alcançar o reservatório. É um feito de engenharia que poucos países no mundo são capazes de realizar.
O petróleo do pré-sal não é apenas abundante. Ele é também de alta qualidade. Em linguagem técnica, o “óleo leve” encontrado nessas formações tem maior valor comercial porque rende mais produtos nobres no refino, como gasolina, diesel e querosene de aviação. Além disso, as reservas do pré-sal emitem até 70% menos gases poluentes por barril do que a média da indústria global, segundo dados da própria Petrobras, o que os torna estratégicos também no contexto da discussão sobre mudanças climáticas.
A história do pré-sal brasileiro começa, na prática, na Bacia de Campos, ainda nas décadas de 1970 e 1980, quando os primeiros indícios dessa formação foram encontrados em águas rasas. Mas foi em 2006 que a grande descoberta aconteceu: o poço na área que viria a se tornar o campo de Tupi, na Bacia de Santos, confirmou que o Brasil tinha em suas mãos uma das maiores províncias petrolíferas do século. O pré-sal se estende por aproximadamente 800 quilômetros entre os estados do Espírito Santo e Santa Catarina, em uma faixa costeira que abrange uma área total de 150.000 quilômetros quadrados.
A Bacia de Campos: o berço do petróleo offshore brasileiro
A Bacia de Campos tem uma história que precede o próprio pré-sal. Com cerca de 100.000 quilômetros quadrados de extensão, ela ocupa o litoral entre Arraial do Cabo (RJ) e Vitória (ES), passando pelas cidades de Campos dos Goytacazes e Macaé. Trata-se da principal área sedimentar marinha já explorada no Brasil e um dos maiores complexos petrolíferos do mundo.
A trajetória dessa bacia é marcada pela persistência. As primeiras perfurações ocorreram em 1971, quando sete poços foram perfurados em profundidades pouco superiores a 60 metros, todos considerados secos. Em 1973, novas tentativas foram feitas. Quando os geólogos da Petrobras estavam prestes a abandonar os esforços, um gestor que havia visitado poços produtivos no Oriente Médio insistiu para que a perfuração continuasse até atingir a Formação Macaé, a 3.750 metros de profundidade. Faltavam apenas 200 metros. A decisão valeu: em 1974, a equipe encontrou o campo de Garoupa, com uma coluna de petróleo de mais de 100 metros de espessura e reservas estimadas em 100 milhões de barris. Era o começo de uma nova era.
Nas décadas seguintes, a Bacia de Campos tornou-se o coração da produção petrolífera brasileira. Campos gigantes foram descobertos em sequência: Albacora (1984), Marlim (1985), Albacora Leste (1986), Marlim Leste (1987), Marlim Sul (1987), Roncador e Jubarte. No auge da sua produção, a Bacia de Campos chegou a responder sozinha por 80% de todo o petróleo produzido no Brasil. Foi também lá que a Petrobras colocou em operação a primeira plataforma flutuante FPSO do mundo, tecnologia que viria a revolucionar a exploração de petróleo em águas profundas e ultraprofundas no planeta.
O campo de Marlim Sul, onde aconteceu a descoberta anunciada em março de 2026, foi identificado ainda em 1987, mas na camada pós-sal, em águas profundas. Em 2017, a Petrobras confirmou a primeira descoberta comercial do campo na camada pré-sal, a 4.568 metros de profundidade total. A nova descoberta anunciada agora representa a continuação desse processo de exploração da camada pré-sal em uma área que já tem toda a infraestrutura de produção instalada, o que reduz significativamente os custos e o tempo necessários para viabilizar a extração.
A diferença entre pré-sal e pós-sal na Bacia de Campos é importante. Enquanto o pós-sal são as reservas conhecidas há décadas, em camadas mais rasas acima da barreira de sal, o pré-sal são camadas ainda mais profundas, descobertas mais recentemente, que abrem uma nova fronteira exploratória dentro de uma bacia que muitos consideravam madura e com potencial limitado. Essa nova fronteira é exatamente o que a Petrobras chama de “recomposição das reservas em áreas maduras”, assegurando a sustentabilidade da produção no longo prazo.
Como funciona a descoberta de petróleo na prática
Descobrir petróleo no fundo do mar não é como cavar um poço no quintal. O processo envolve tecnologia de ponta, meses de planejamento e equipes altamente especializadas. Quando a Petrobras anuncia uma “descoberta”, isso significa que um poço exploratório foi perfurado em uma área de interesse identificada previamente por estudos sísmicos e geológicos, e que os dados coletados confirmaram a presença de petróleo.
No caso de Marlim Sul, a confirmação veio por três caminhos: os perfis elétricos, que são medições feitas durante ou após a perfuração para identificar características das rochas e dos fluidos presentes; os indícios de gás, que são detectados nos fluidos que retornam à superfície durante a perfuração; e a amostragem de fluido, que consiste em coletar amostras diretamente do reservatório para análise.
Essas amostras são então enviadas a laboratórios especializados, onde os geoquímicos e engenheiros de reservatório vão determinar a composição do óleo, a pressão e temperatura do reservatório, a porosidade e permeabilidade das rochas, e estimar o volume de petróleo potencialmente recuperável. É a partir dessas análises que a empresa decide se o campo tem viabilidade comercial e planeja os próximos passos.
Uma descoberta como essa não significa produção imediata. O caminho entre confirmar a presença de petróleo e começar a extraí-lo comercialmente pode levar anos, e envolve avaliação do reservatório, projeto de engenharia, construção de plataformas e aprovações regulatórias. Mas cada nova descoberta é um passo importante na reposição das reservas da empresa e do país.
O pré-sal em números: uma máquina de recordes
Os números do pré-sal brasileiro são de deixar qualquer um impressionado. Em março de 2025, a produção de petróleo e gás no pré-sal atingiu 3,716 milhões de barris de óleo equivalente por dia, representando 79,8% de toda a produção nacional de petróleo naquele período. No terceiro trimestre de 2025, a produção própria da Petrobras no pré-sal chegou a 2,56 milhões de barris de óleo equivalente por dia, enquanto a produção total operada atingiu 3,88 milhões de barris diários.
Para se ter uma ideia da velocidade desse crescimento: a Petrobras levou 45 anos para atingir a marca de 1 milhão de barris por dia em toda a sua produção, o que aconteceu em 1998. No pré-sal, o mesmo resultado foi alcançado em apenas 8 anos de operação. Em outubro de 2025, o campo de Búzios, na Bacia de Santos, bateu sozinho o recorde de 1 milhão de barris por dia de produção, impulsionado pelo desempenho do FPSO Almirante Tamandaré, a maior plataforma de petróleo do Brasil, com 182 metros de altura equivalentes a cinco estátuas do Cristo Redentor empilhadas.
Em 2024, a produção total da Petrobras atingiu 2,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia, cumprindo todas as metas estabelecidas no Plano Estratégico 2024-2028. O pré-sal correspondeu a 81% de toda a produção da empresa naquele ano. Recordes foram estabelecidos também no parque de refino, com 70% do petróleo processado pelas refinarias da companhia vindo das reservas do pré-sal.
A velocidade com que novos poços entram em operação também impressiona. Somente no primeiro trimestre de 2025, 11 novos poços produtores foram inaugurados, sendo 6 na Bacia de Campos e 5 na Bacia de Santos.
Brasil no mapa global do petróleo
Graças ao pré-sal, o Brasil consolidou sua posição como um dos maiores produtores de petróleo do mundo. Em 2024, com produção média de 3,4 milhões de barris por dia, o país ficou entre o 7º e o 8º lugar no ranking global de produtores, de acordo com dados do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) e da Agência Nacional do Petróleo (ANP).
Para colocar isso em perspectiva: os Estados Unidos são o maior produtor mundial, com cerca de 13,2 milhões de barris por dia em 2024. A Rússia vem em segundo, com 10,5 milhões, seguida pela Arábia Saudita, com 10,67 milhões. O Canadá produz cerca de 5,97 milhões, e a China, 5,34 milhões. O Brasil, com seus 3,4 a 3,7 milhões de barris diários dependendo do período analisado, é um player de peso, mas ainda tem espaço relevante para crescer.
E as perspectivas são otimistas. Segundo Heloísa Borges, diretora de Estudos de Petróleo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Brasil deve atingir seu pico de produção em 2031 ou 2032, quando pode alcançar cerca de 5 milhões de barris por dia. Esse volume colocaria o país entre os cinco maiores produtores do mundo. A previsão é sustentada pela entrada em operação de novos FPSOs nos campos de Búzios e Mero, além do início das atividades da norueguesa Equinor no campo de Bacalhau, na Bacia de Santos.
Em 2024, o petróleo assumiu o topo da pauta de exportações brasileiras pela primeira vez, superando a soja. Foram exportados US$ 44,8 bilhões em óleos brutos de petróleo, representando 13,3% de todas as exportações do país, contra US$ 42,9 bilhões da soja. Esse dado mostra como o pré-sal não é apenas uma questão energética, mas um ativo estratégico para a economia brasileira como um todo.
Atualmente, o Brasil detém reservas provadas de cerca de 15,9 bilhões de barris de petróleo, o que o coloca na 15ª posição mundial em volume de reservas, segundo o Worldometer. Com base no ritmo de consumo atual, essas reservas garantem aproximadamente 13 anos de abastecimento. É justamente por isso que novas descobertas como a de Marlim Sul são tão relevantes: sem reposição constante das reservas, o Brasil correria o risco de perder sua posição de autossuficiência e voltar a ser importador líquido, com todas as vulnerabilidades que isso implica.
A diferença entre Bacia de Campos e Bacia de Santos
Muito se fala sobre o pré-sal da Bacia de Santos, onde ficam os gigantes Tupi, Búzios e Mero. Mas a Bacia de Campos tem uma importância histórica e estratégica que não pode ser ignorada. As duas bacias são complementares e juntas formam a espinha dorsal da produção petrolífera brasileira.
A Bacia de Santos é hoje a mais produtiva. O campo de Tupi, maior produtor individual do Brasil, registrou em setembro de 2024 uma produção de 850 mil barris de petróleo por dia. Búzios, um dos maiores campos do mundo em desenvolvimento, projeta chegar a 2 milhões de barris por dia até 2030. A Bacia de Santos concentra os campos do pré-sal mais novos e com maior potencial de expansão.
A Bacia de Campos, por sua vez, tem uma vantagem que muitas vezes é subestimada: infraestrutura consolidada. Décadas de operação criaram uma rede de dutos, plataformas, bases logísticas e especialização técnica que reduz drasticamente o custo de novas explorações. Quando a Petrobras encontra petróleo no pré-sal de Marlim Sul, ela está potencialmente aproveitando uma malha de infraestrutura já construída, o que torna o desenvolvimento comercial mais rápido e mais barato do que seria em uma área completamente virgem.
Além disso, novas descobertas na Bacia de Campos contribuem para o que a empresa chama de “manutenção da sustentabilidade” de uma região que emprega diretamente dezenas de milhares de pessoas e que é o motor econômico do Norte Fluminense.
FPSOs: as cidades flutuantes do petróleo
Uma das tecnologias que tornou possível o desenvolvimento do pré-sal são as plataformas do tipo FPSO, sigla em inglês para Floating Production Storage and Offloading, ou Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência. Foi na Bacia de Campos que o conceito de FPSO foi operacionalizado pela primeira vez no mundo, em uma iniciativa pioneira da Petrobras.
Um FPSO é essencialmente uma fábrica de petróleo flutuante. Ele recebe o óleo e o gás dos poços no fundo do mar por meio de dutos flexíveis, processa e separa os fluidos a bordo, armazena o petróleo nos tanques do próprio navio e transfere a carga para navios-tanque que levam o produto aos refinarias ou terminais de exportação. No caso do gás natural, parte é reinjetada nos reservatórios para manter a pressão e aumentar a recuperação, e parte é enviada por dutos para o continente.
O FPSO Almirante Tamandaré, operando no campo de Búzios, é atualmente o de maior produção individual do Brasil, com capacidade para processar mais de 250 mil barris de petróleo por dia. Para ter uma referência: essa é uma produção diária que equivale a toda a produção de países como o Equador. A plataforma tem 182 metros de altura, pesando mais de 100 mil toneladas.
O FPSO Sepetiba, também no campo de Mero, atingiu 180 mil barris por dia apenas 8 meses após entrar em operação em 2024. Já o FPSO Marechal Duque de Caxias, inaugurado em outubro de 2024, tem capacidade para produzir 180 mil barris de óleo e comprimir até 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia.
A evolução tecnológica dessas unidades é constante. Em 2021 e em 2025, as inovações da Petrobras no campo de Búzios renderam dois prêmios Distinguished Achievement Award, concedidos pela Offshore Technology Conference (OTC), um dos principais reconhecimentos da indústria global de energia offshore.
Por que uma nova descoberta não reduz imediatamente o preço da gasolina
Uma das perguntas mais frequentes quando sai uma notícia de nova descoberta de petróleo é: isso vai baratear a gasolina? A resposta curta é não, pelo menos não no curto prazo. E entender o motivo disso é fundamental para desmistificar o assunto.
Primeiro, há a questão do tempo. Entre a confirmação de uma descoberta e o início da produção comercial, podem se passar vários anos. O ciclo envolve avaliação de reservatório, planejamento de engenharia, construção de plataformas, instalação de dutos e aprovações regulatórias. A descoberta de hoje pode virar produção daqui a cinco ou dez anos.
Segundo, há a questão do preço internacional. O petróleo é uma commodity global, negociada em dólares nos mercados internacionais. O preço praticado no Brasil para derivados como a gasolina e o diesel é influenciado pelo preço do barril de Brent no mercado internacional, pelo câmbio e pela política de preços da Petrobras. A empresa abandonou a paridade de preços internacional (conhecida como PPI) como regra rígida, mas ainda leva o cenário global em conta ao definir os preços dos combustíveis no mercado doméstico.
Terceiro, há os custos de extração. Perfurar e produzir no pré-sal em águas ultraprofundas é caro, mesmo que o Brasil seja altamente competitivo nesse segmento. O custo de extração de um barril no pré-sal caiu significativamente nos últimos anos, mas ainda é incomparável com o de campos terrestres no Oriente Médio. Por isso, uma queda no preço do petróleo no mercado internacional pode inviabilizar determinados projetos de extração, independentemente do quanto petróleo existe abaixo do mar.
Quarto, o Brasil ainda importa derivados. Embora seja autossuficiente em petróleo bruto, o país não tem capacidade de refino suficiente para atender toda a demanda interna por derivados, especialmente diesel. Isso significa que, mesmo com muito petróleo no subsolo, parte dos combustíveis consumidos pelos brasileiros ainda precisa ser importada.
Em resumo, cada nova descoberta fortalece a posição estratégica do Brasil a médio e longo prazo, contribuindo para a sustentabilidade do abastecimento energético nacional, mas não tem efeito imediato sobre o preço na bomba.
Royalties: como o petróleo transforma municípios e financia o Estado
Cada barril de petróleo extraído no Brasil gera uma contrapartida financeira para a sociedade, que vem na forma de royalties e participações especiais. Esse sistema funciona como uma compensação paga pelas empresas produtoras à União pela utilização de um recurso natural não renovável que pertence ao Estado brasileiro.
Em 2024, a arrecadação total com as chamadas “rendas do petróleo” atingiu R$ 108,2 bilhões, sendo o pré-sal responsável por 79% desse montante. Somados os dividendos pagos pela Petrobras à União, o total chegou a R$ 137,9 bilhões naquele ano. Desse total, R$ 56,3 bilhões, equivalentes a 57,3% do montante de royalties e participações especiais, foram destinados diretamente a estados e municípios.
A distribuição desses recursos tem uma lógica geográfica: os entes federativos cuja costa se confronta com os campos produtores recebem fatias maiores. Por isso, o Rio de Janeiro é o grande beneficiário. Em 2024, o estado fluminense recebeu R$ 27,6 bilhões em royalties e participações especiais. Dentro do estado, a concentração é ainda mais marcada: Maricá, Niterói, Macaé, Saquarema, Campos dos Goytacazes e outras cidades do litoral fluminense estão entre as maiores receptoras no país.
Maricá, por exemplo, tornou-se a cidade que mais recebe royalties de petróleo no Brasil, superando Campos dos Goytacazes na liderança. O município é confrontante com campos offshore da Bacia de Santos, especialmente na camada pré-sal, e recebeu bilhões de reais nos últimos anos. Para se ter uma ideia da dimensão: os royalties garantem a Maricá um repasse per capita que chega a ser seis vezes maior que a média nacional de receitas fiscais por habitante.
Campos dos Goytacazes, cidade mais próxima da nova descoberta de Marlim Sul, também está entre os maiores beneficiários. Não por acaso: é a cidade mais próxima dos campos da Bacia de Campos e, pela regra de confrontação da ANP, recebe uma fatia relevante dos royalties gerados na região.
A Pré-Sal Petróleo (PPSA), empresa vinculada ao governo federal responsável por gerir os contratos de partilha de produção, arrecadou R$ 10,32 bilhões em 2024 com a comercialização das parcelas de petróleo da União. O valor foi 71% superior ao de 2023. As projeções para o futuro são ainda mais expressivas: em 2030, quando os contratos de partilha atingirem o pico de produção, a arrecadação da União com sua parcela do petróleo deve chegar a R$ 69 bilhões por ano, e até 2034 o acumulado projetado é de R$ 506 bilhões.
Parte desses recursos é destinada ao Fundo Social, criado justamente para garantir que a riqueza do pré-sal seja aplicada em políticas públicas de educação, saúde e combate à pobreza. No entanto, há críticas de que a aplicação efetiva desses recursos para fins sociais e ambientais ainda está aquém do potencial: em 2024, apenas 0,16% da renda nacional do petróleo foi direcionada a ações ambientais e climáticas, segundo levantamento do Instituto de Estudos Socioeconômicos (Inesc).
Petróleo e transição energética: contradição ou complemento
Uma questão que cresce em importância a cada nova descoberta é: faz sentido continuar investindo na exploração de petróleo em um momento em que o mundo debate a necessidade de transição para fontes de energia renováveis?
A resposta que o Brasil, a Petrobras e boa parte dos especialistas do setor apresentam é que, para o horizonte de planejamento relevante, o petróleo ainda será necessário. A Agência Internacional de Energia (AIE) projeta que em 2050 ainda haverá demanda por 20 milhões de barris de petróleo por dia que ainda não foram descobertos. O argumento é de que se o petróleo vai continuar sendo consumido, é melhor que venha de reservas com menor intensidade de carbono, como é o caso do pré-sal brasileiro.
A Petrobras destaca que o petróleo do pré-sal emite até 70% menos gases poluentes por barril do que a média mundial. Isso posiciona o óleo brasileiro como um dos mais “limpos” disponíveis no mercado global, o que tem relevância tanto na discussão climática quanto na competitividade comercial, já que mercados como a Europa começam a valorizar petróleo de menor intensidade de carbono.
O IBP, em seu Outlook 2025-2029, aponta que as atividades de exploração do pré-sal emitem metade do carbono da média mundial por barril produzido. O documento reforça que o Brasil tem uma posição singular: pode financiar a transição energética com os recursos gerados pelo petróleo, ao mesmo tempo em que é referência global em biocombustíveis e avança em tecnologias de captura e armazenamento de carbono.
A Petrobras, por sua vez, mantém planos de expansão da produção de petróleo e gás com horizonte até 2030 e além, ao mesmo tempo em que investe em energias renováveis e projetos de descarbonização. A visão da empresa é que o pré-sal e a transição energética não são incompatíveis, mas sim complementares durante um período de transição que ainda vai durar décadas.
Curiosidades sobre o pré-sal e a Bacia de Campos que valem a leitura
Além de toda a relevância estratégica e econômica, o mundo do pré-sal guarda algumas curiosidades que revelam a dimensão do que foi construído no subsolo do oceano brasileiro.
Os campos da Bacia de Campos recebem nomes de peixes e animais marinhos, uma tradição que remonta às primeiras descobertas. Marlim é o nome popular do peixe-agulha-azul, um dos maiores e mais velozes do Atlântico. Roncador, outro gigante da bacia, vem de um peixe que emite sons graves. Albacora é uma espécie de atum. A lista segue: Barracuda, Garoupa, Caratinga, Jubarte, Cachalote, Linguado. A nomeação reflete tanto a localização marítima quanto a cultura dos geólogos que fizeram as descobertas décadas atrás.
A primeira plataforma FPSO a operar no mundo nasceu da necessidade brasileira de produzir em águas profundas. Antes dessa inovação, a indústria global de petróleo não tinha solução tecnológica para explorar reservatórios a mais de 400 metros de profundidade de forma econômica. A Petrobras desenvolveu a solução, inaugurou a tecnologia e exportou o conhecimento para o restante do setor.
Para alcançar os reservatórios do pré-sal, a broca precisa perfurar camadas de água com mais de 1.000 metros, depois atravessar quilômetros de sedimentos e, em seguida, atravessar a camada de sal, que pode ter entre 1.000 e 7.000 metros de espessura, antes de chegar ao reservatório produtor. Em Marlim Sul, o poço anunciado em 2017 chegou a 4.568 metros de profundidade total. Em outros campos, como alguns em Búzios, as perfurações podem superar os 7.000 metros.
O campo de Tupi, em operação na Bacia de Santos, acumulou 1 bilhão de barris de óleo equivalente produzidos desde o início de suas atividades, além de manter uma produção média de 780 mil barris de petróleo por dia, sendo um dos campos individuais mais produtivos do mundo fora do Oriente Médio.
A FPSO Almirante Tamandaré, a maior do Brasil, levou cerca de cinco anos para ser construída e custou bilhões de dólares. Ela processa mais de 250 mil barris de petróleo por dia e tem capacidade para armazenar mais de 1,6 milhão de barris a bordo antes de transferir para navios-tanque.
O Brasil exporta mais petróleo bruto do que importa, mas ainda depende de importações de derivados, especialmente diesel. Isso cria uma situação que pode parecer paradoxal: o país tem muito petróleo, mas precisa importar parte do combustível que seus caminhões, ônibus e tratores usam. A solução passa pelo investimento na capacidade de refino, um dos pontos que a Petrobras busca endereçar em seus planos estratégicos de longo prazo.
Em apenas 16 anos de operação em águas ultraprofundas, o pré-sal passou de zero para responder por mais de 80% de toda a produção da Petrobras. Para referência: países inteiros passaram décadas tentando desenvolver sua indústria petrolífera sem alcançar esse nível de participação do petróleo offshore na produção nacional.
O que a descoberta em Marlim Sul representa
A nova descoberta no pré-sal de Marlim Sul não é um evento isolado. Ela é parte de uma estratégia consistente da Petrobras de explorar o potencial ainda não desenvolvido em bacias maduras, aproveitando toda a infraestrutura e o conhecimento acumulado ao longo de décadas. A empresa já havia confirmado, em agosto de 2017, a primeira descoberta comercial do pré-sal nessa área. Agora, novos poços exploratórios continuam revelando que a Bacia de Campos, ao contrário do que se temia, está longe do esgotamento.
Para o setor de combustíveis, para os motoristas e para a economia brasileira como um todo, cada nova descoberta tem um significado de longo prazo que vai além da notícia imediata. Ela contribui para a reposição de reservas que garantirão o abastecimento energético do país no futuro, alimenta a arrecadação de royalties que sustentam estados e municípios, fortalece a posição do Brasil no mercado global de energia e mantém vivo o ciclo virtuoso de investimentos, tecnologia e empregos que o setor de petróleo e gás movimenta.
Marlim Sul é mais um capítulo de uma história que começou com aquele poço teimoso em 1974, quando os geólogos da Petrobras se recusaram a desistir e acabaram encontrando Garoupa, o primeiro campo comercial da Bacia de Campos. Cinquenta anos depois, o Brasil continua perfurando mais fundo, com mais tecnologia, e encontrando mais petróleo de excelente qualidade onde antes não se enxergava nada.
