247 - A Petrobras concluiu um acordo para adquirir 100% de uma área delimitada do campo de Argonauta, na Bacia de Campos, ampliando sua participação na jazida compartilhada de Jubarte para 98,11%. A operação envolve pagamento total de R$ 700 milhões e US$ 150 milhões, reforçando a presença da estatal no pré-sal brasileiro.
Segundo informações divulgadas pelo Valor Econômico nesta segunda-feira (27), a negociação foi firmada com Shell, ONGC e Brava Energia, que detinham participação na área. A transação também encerra tratativas anteriores sobre individualização da produção entre as empresas envolvidas.
<h3>Detalhes financeiros e pagamento parcelado</h3>
O valor da aquisição será quitado em três etapas. No fechamento do negócio, a Petrobras desembolsará R$ 100 milhões. Uma segunda parcela de R$ 600 milhões está prevista para 15 de janeiro de 2027, ou na data de conclusão da operação, caso ocorra posteriormente. Já os US$ 150 milhões restantes serão pagos dois anos após o fechamento.
Os valores ainda poderão sofrer ajustes, conforme previsto em contrato.
<h3>Impacto na participação e gestão do ativo</h3>
A área adquirida representa 0,86% da jazida compartilhada do pré-sal de Jubarte, vinculada ao Acordo de Individualização da Produção (AIP), em vigor desde 1º de agosto de 2025. Com a operação concluída, a União, por meio da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), manterá 1,89% de participação referente à extensão da jazida em áreas não contratadas.
Em comunicado, a Petrobras destacou que “a aquisição apresenta condições econômico-financeiras atrativas, simplifica a gestão do ativo e está em consonância com o plano de negócios da Petrobras, fortalecendo nossa atuação na Bacia de Campos e maximizando valor com foco em ativos rentáveis”.
Com o acordo, ficam encerradas negociações anteriores envolvendo Petrobras, Shell, ONGC e Brava relacionadas à equalização e à individualização de produção da jazida. A conclusão definitiva da operação depende do cumprimento de condições previstas, incluindo aprovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).

Luis Mauro Filho

Visão aérea de uma plataforma da Petrobras na Bacia de Campos, a P-52
REUTERS/Bruno Domingos

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Negócios

Petrobras amplia participação no campo de Argonauta

247 - A Petrobras informou nesta segunda-feira (13) a identificação de hidrocarbonetos no pré-sal da Bacia de Campos, em um poço exploratório localizado a 201 quilômetros da costa do estado do Rio de Janeiro. A descoberta ocorreu no bloco C-M-477, em águas profundas, e faz parte da estratégia da companhia para ampliar suas reservas de petróleo e gás.
O poço 1-BRSA-1404DC-RJS está situado em lâmina d’água de 2.984 metros, em uma área considerada de fronteira exploratória. A identificação dos hidrocarbonetos ocorreu por meio de análises técnicas durante a perfuração.
De acordo com a estatal, “o intervalo portador de hidrocarbonetos foi constatado através de perfis elétricos, indícios de gás e amostragem de fluido”. A empresa destacou ainda que o material coletado será submetido a estudos laboratoriais para determinar com precisão as características dos reservatórios e dos fluidos encontrados.
Essas análises devem orientar a próxima fase do projeto, permitindo avaliar o real potencial econômico da área. A Petrobras ressaltou que a perfuração foi finalizada com segurança, seguindo protocolos ambientais e operacionais. “A perfuração do poço foi concluída de maneira segura, em respeito ao meio ambiente e às pessoas”, informou a companhia.
A atuação no bloco C-M-477 integra o plano estratégico da Petrobras de recomposição de reservas, com foco em novas áreas de exploração. A iniciativa busca garantir o abastecimento energético do país ao longo do processo de transição energética.
O bloco foi adquirido na 16ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), sob regime de concessão. A Petrobras é a operadora da área, com 70% de participação, em parceria com a empresa britânica BP, que detém os 30% restantes.

Petrobras encontra hidrocarbonetos no pré-sal da Bacia de Campos

247 - A Petrobras formalizou, na quinta-feira (9), a aquisição das participações remanescentes nos campos de Tartaruga Verde e no Módulo II de Espadarte, na Bacia de Campos, em um negócio avaliado em US$ 450 milhões. Com a operação, a companhia passa a deter a totalidade dos ativos, consolidando sua posição em uma das principais áreas produtoras do país.
Os dois campos já são operados pela estatal e registram produção conjunta de aproximadamente 55 mil barris de petróleo por dia. A compra reforça o controle estratégico da Petrobras sobre a exploração e desenvolvimento desses ativos.
O pagamento foi estruturado em diferentes etapas. No momento da assinatura dos contratos, a empresa desembolsou US$ 50 milhões. Um novo repasse de US$ 300 milhões está previsto para a conclusão da operação. Além disso, outras duas parcelas de US$ 25 milhões cada serão quitadas após 12 e 24 meses do fechamento do negócio.
Os valores ainda poderão ser ajustados conforme o desempenho econômico dos ativos desde 1º de julho do ano passado, o que pode resultar em descontos no montante final da transação.
A efetivação da compra depende do cumprimento de condições previstas nos contratos, incluindo a aprovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Uma vez concluída essa etapa, a Petrobras passará a exercer controle integral sobre os campos, ampliando sua capacidade de gestão e operação na Bacia de Campos.

Economia

Petrobras amplia controle total em Tartaruga Verde e Espadarte com compra de US$ 450 milhões

247 - A Brava Energia iniciou nesta segunda-feira (30) uma nova campanha de perfuração em dois importantes ativos offshore: os campos de Papa-Terra, na bacia de Campos, e Atlanta, na bacia de Santos. A iniciativa prevê a perfuração de quatro novos poços e reforça a estratégia da companhia de ampliar a produção e aumentar a eficiência operacional nos próximos anos.
As atividades serão realizadas com a sonda submersível Lone Star, operada pela Constellation, especializada em operações em águas ultraprofundas. O cronograma prevê a conclusão da campanha no primeiro trimestre de 2027.
Segundo o planejamento divulgado, os dois primeiros poços serão perfurados no campo de Papa-Terra entre março e setembro deste ano. Em outubro, a sonda será transferida para o campo de Atlanta, onde serão perfurados os dois poços restantes. A expectativa é que o primeiro óleo em Papa-Terra seja obtido no quarto trimestre de 2026, enquanto Atlanta deve iniciar a produção no segundo trimestre de 2027.
O diretor de operações offshore da companhia, Carlos Travassos, destacou os impactos da iniciativa na performance da empresa. “Com a implementação desses novos poços, avançaremos na captura de valor dos nossos ativos aumentando a produção, maximizando a eficiência da infraestrutura existente e reduzindo o custo por barril, o que reforça a resiliência e a competitividade do nosso portfólio”, afirmou.
O investimento da campanha foi estruturado de forma integrada entre os dois campos, com maior concentração de recursos em Atlanta, que receberá 65% do capex, enquanto Papa-Terra ficará com os 35% restantes. A execução contará com a participação de fornecedores como McDermott, SLB, Baker Hughes, OneSubsea e Prysmian.
Localizado a cerca de 110 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, o campo de Papa-Terra é voltado à produção de petróleo pesado e opera em lâmina d’água de aproximadamente 1.200 metros. Já o campo de Atlanta, situado em profundidade de 1.500 metros, é operado pela Brava Energia, que detém 80% de participação, em parceria com a Westlawn Americas Offshore, responsável pelos 20% restantes, por meio do FPSO Atlanta.
A campanha ocorre após a companhia registrar, em 2025, produção recorde superior a 80 mil barris de óleo equivalente por dia, consolidando sua estratégia de expansão no segmento offshore.

Brava Energia inicia perfuração em Papa-Terra e Atlanta com novos poços até 2027

247 - A Petrobras identificou a presença de petróleo na camada do pré-sal do campo de Marlim Sul, localizado na Bacia de Campos, no litoral do Rio de Janeiro. A descoberta envolve óleo de alta qualidade e surge em um momento estratégico para a companhia, que busca compensar o declínio natural de produção em áreas maduras por meio de novas frentes exploratórias.
O poço 3-BRSA-1397-RJS, responsável pela descoberta, está situado a cerca de 113 quilômetros da costa de Campos dos Goytacazes (RJ), em profundidade de 1.178 metros. A confirmação da presença de hidrocarbonetos ocorreu por meio de perfis elétricos, indícios de gás e coleta de amostras de fluidos.
Os materiais recolhidos serão submetidos a análises laboratoriais, etapa fundamental para determinar as características do reservatório e as propriedades dos fluidos encontrados. Esses estudos permitirão avaliar a viabilidade econômica da área, que ainda se encontra em fase inicial de exploração. Até o momento, não há estimativas divulgadas sobre volumes recuperáveis.
A descoberta reforça a estratégia da Petrobras de investir em novas acumulações, especialmente em regiões já consolidadas como a Bacia de Campos. Após décadas de intensa produção, a região enfrenta declínio natural, o que tem levado a companhia a intensificar a busca por novas reservas, sobretudo em camadas mais profundas do pré-sal.
O campo de Marlim Sul, descoberto em 1987, é integralmente operado pela estatal, o que pode facilitar eventuais decisões futuras de desenvolvimento, caso a viabilidade comercial seja confirmada. A infraestrutura existente também pode contribuir para otimizar custos e acelerar possíveis etapas de produção.
O novo achado evidencia o potencial ainda existente em bacias maduras e destaca o papel da tecnologia e do conhecimento geológico acumulado na ampliação das reservas. A continuidade das atividades exploratórias é vista como elemento central para sustentar a produção e fortalecer o portfólio offshore da Petrobras diante dos desafios da indústria energética.

Petrobras descobre novo petróleo no pré-sal da Bacia de Campos em Marlim Sul

247 - A diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) decidiu manter a classificação do campo de Raia, localizado no pré-sal da Bacia de Campos, como um único campo de petróleo e gás. A decisão foi tomada por unanimidade em reunião realizada na segunda-feira (26) e encerra a tentativa da operadora Equinor de dividir o ativo em duas áreas distintas, denominadas Raia Manta e Raia Pintada.
A informação foi divulgada originalmente pelo Broadcast, serviço de notícias em tempo real do mercado financeiro. Com a rejeição do recurso apresentado pela estatal norueguesa, a ANP determinou que a empresa reapresentasse um plano de desenvolvimento unificado para o campo, em conformidade com as exigências regulatórias. O novo plano, já ajustado à decisão, também recebeu aval da diretoria na mesma reunião.
A manutenção de Raia como campo único tem impacto direto sobre o regime fiscal aplicado ao projeto. Campos com grande volume de produção estão sujeitos ao pagamento de Participação Especial, um tributo que pode alcançar até 40% da receita líquida trimestral. A divisão do campo poderia reduzir essa carga, hipótese agora descartada pela agência reguladora.
Relator do processo, o diretor da ANP Pietro Mendes destacou que não há base técnica para a separação pretendida pela operadora. Segundo ele, os reservatórios envolvidos integram o mesmo bloco exploratório e compartilham a infraestrutura de produção. “Contam com previsão de compartilhamento de uma única unidade de produção” e, por isso, formam “um projeto integrado de desenvolvimento de produção”, afirmou.
O campo de Raia está situado no bloco BM-C-33 e é operado pela Equinor, que detém 35% de participação. O consórcio inclui ainda a Repsol Sinopec Brasil, também com 35%, e a Petrobras, com os 30% restantes. A previsão é que a produção tenha início no primeiro semestre de 2028.
As estimativas apontam para reservas recuperáveis da ordem de 1 bilhão de barris de óleo equivalente. O projeto prevê a instalação de uma plataforma do tipo FPSO, com capacidade de produção de até 126 mil barris de petróleo por dia, além de um gasoduto capaz de escoar até 16 milhões de metros cúbicos diários de gás natural.

A plataforma P-74, que opera no pré-sal da Bacia de Santos, é uma das que capturam e reinjetam CO2. A tecnologia pioneira, presente em plataformas do pré-sal da Bacia de Santos, reduz as emissões de CO2 e otimiza a recuperação de óleo.

ANP mantém Raia como campo único no pré-sal de Campos

247 - Um vazamento de gás registrado na plataforma P-40 provocou a paralisação total da unidade na manhã de quinta-feira (18), na Bacia de Campos, no litoral do Rio de Janeiro. A suspensão das atividades ocorreu como medida preventiva de segurança, com todos os trabalhadores mantidos em local protegido enquanto se aguardava a dispersão do gás.
Segundo informações divulgadas pelo Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense (Sindipetro-NF), a plataforma entrou em shutdown, com interrupção completa das operações. A entidade sindical informou ainda que algumas atividades em outras áreas da Bacia de Campos também foram suspensas de forma preventiva após o incidente.
“A plataforma permanece parada, com todos os trabalhadores em local seguro, aguardando a dispersão do gás. Até o momento, não há informações de vítimas. O Sindipetro-NF está acompanhando o caso, buscando esclarecimentos junto à empresa”, informou o sindicato em nota oficial.
Procurada para comentar o episódio, a Petrobras não se manifestou imediatamente. A estatal informou que mobilizou equipes de contingência, formadas por empregados que substituem trabalhadores em greve, nos locais onde houve necessidade operacional.
A plataforma P-40 integra o conjunto de 28 unidades offshore da Bacia de Campos que estão com trabalhadores em greve. De acordo com a Federação Única dos Petroleiros (FUP), a paralisação conta com adesão de 100% dos petroleiros nessas unidades.
Em operação desde 2001, a P-40 é uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência, classificada como FPSO adaptado para produção semissubmersível. A plataforma está instalada no campo de Marlim Sul, um dos principais campos da Bacia de Campos, na costa do estado do Rio de Janeiro.

Petrobras localiza hidrocarbonetos no pré-sal da Bacia de Campos

Sindipetro afirma que vazamento de gás paralisou a plataforma P-40

247 - &nbsp;A Petrobras anunciou uma nova descoberta no bloco Sudoeste de Tartaruga Verde, na Bacia de Campos, um avanço considerado significativo pela empresa. O achado envolve óleo leve de excelente qualidade, localizado a 734 metros de profundidade, em um ponto considerado favorável quando comparado aos campos do pré-sal, que costumam exigir operações a milhares de metros.&nbsp;
Nesta linha, de acordo com o jornal <a href="https://www.estadao.com.br/economia/petrobras-ve-sucesso-exploratorio-em-descoberta-de-petroleo-e-quer-acelerar-producao-de-baixo-custo/">O Estado de S. Paulo</a>, a companhia pretende acelerar o início da produção utilizando o sistema de tie-back, que permite conectar novos poços a plataformas já instaladas por meio de oleodutos e equipamentos disponíveis. A Petrobras estuda qual unidade próxima possui capacidade ociosa e pode receber a operação sem necessidade de grandes investimentos adicionais.
<h2>Área é considerada estratégica</h2>
A área de Tartaruga Verde é vista como estratégica para a atual gestão da empresa, que busca retomar o protagonismo da Bacia de Campos. A região, que já foi responsável pelo maior volume de petróleo do País, hoje responde por cerca de 20% da produção nacional.
<h2>Estratégia fortalece planos para a Bacia de Campos</h2>
A expectativa é que a descoberta impulsione a produção da bacia, que pode voltar a alcançar aproximadamente 1 milhão de barris de óleo equivalente por dia. Ainda conforme a reportagem, pessoas com conhecimento do assunto afirmam que o achado reforça o sucesso exploratório da companhia em um momento em que a estatal busca otimizar custos e aproveitar a infraestrutura já instalada.

Paulo Emilio

Petrobras quer acelerar produção após nova descoberta de petróleo no pós-sal da Bacia de Campos

247 - A Petrobras confirmou uma descoberta relevante de petróleo no pós-sal da Bacia de Campos, após concluir a perfuração de um poço no bloco Sudoeste de Tartaruga Verde, a 108 quilômetros da costa de Campos dos Goytacazes. A avaliação inicial da estatal aponta para óleo de “excelente qualidade”, reforçando o potencial produtivo da região e sinalizando novas perspectivas para a indústria energética nacional. As informações são do <a href="https://brazilstockguide.com/insights/petrobras-new-oil-discovery-campos-basin-2025/">Brazil Stock Guide</a>.
Segundo os dados divulgados, o poço – perfurado até 734 metros – teve sua etapa inicial concluída, mas ainda passará por uma série de testes para determinar sua capacidade real de exploração e a viabilidade econômica da área.
Adquirido em setembro de 2018 durante a 5ª Rodada de Partilha de Produção, o bloco Sudoeste de Tartaruga Verde é administrado pela Pré-Sal Petróleo (PPSA) e tem a Petrobras como operadora exclusiva, com 100% de participação. A área se soma a outros ativos estratégicos da companhia na Bacia de Campos, considerada uma das mais importantes províncias petrolíferas do país.

Otávio Rosso

Petrobras descobre petróleo de “excelente qualidade” na Bacia de Campos

247 - A Petrobras garantiu dois dos sete blocos oferecidos nesta quarta-feira (22) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) na nova rodada de leilões sob o regime de partilha de produção. A informação <a href="https://brazilstockguide.com/insights/petrobras-wins-two-pre-salt-blocks-anp-auction-2025/">foi divulgada pelo portal</a> Brazil Stock Guide.
A estatal brasileira assegurou 100% de participação no bloco Citrino e obteve também a área de Jaspe, na qual atuará como operadora com 60% de participação, em parceria com a norueguesa Equinor, que detém os 40% restantes. No total, cinco dos sete blocos disponíveis foram arrematados, movimentando R$ 103,7 milhões em bônus de assinatura e prevendo investimentos mínimos de R$ 451,5 milhões em exploração.
<h3>Expansão no pré-sal e fortalecimento da Petrobras</h3>
O resultado reforça o protagonismo da Petrobras nas operações em águas profundas e ultraprofundas, especialmente nas bacias de Santos e Campos, que seguem como os principais polos de expansão da produção nacional. A entrada da Equinor reafirma a parceria estratégica entre o Brasil e a Noruega no setor de energia, consolidada em projetos conjuntos nas últimas décadas.
O leilão integra o 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), modelo que permite a disponibilidade contínua de áreas exploratórias para licitação. Diferentemente do regime de concessão, em que as empresas pagam royalties sobre o volume extraído, a partilha prevê que parte da produção seja destinada diretamente à União.
<h3>Blocos sem ofertas e próximos passos</h3>
Nem todos os blocos despertaram o mesmo interesse do mercado. As áreas de Ônix e Larimar não receberam propostas, reflexo de uma postura mais cautelosa das empresas diante de projetos considerados mais complexos e de maior custo exploratório.
De acordo com a ANP, os contratos referentes aos blocos arrematados devem ser assinados até o fim de 2025. A partir de 2026, estão previstas as primeiras campanhas sísmicas e perfurações exploratórias, que podem reverter a tendência de queda na produção da Bacia de Campos — região que perdeu protagonismo frente ao pré-sal da Bacia de Santos.
<h3>Potencial de retomada da produção nacional</h3>
Com a expansão das atividades no pré-sal, o governo brasileiro busca manter o país entre os maiores produtores de petróleo do mundo, equilibrando a exploração de novos campos com a transição energética em curso. Caso os novos blocos confirmem reservas significativas, a Petrobras poderá consolidar ainda mais sua liderança em águas profundas e reforçar a contribuição do setor para a economia nacional.

Unidade FPSO alcança 225 mil barris por dia três meses antes do previsto e consolida o pré-sal de Búzios como potência nacional

Petrobras conquista dois blocos do pré-sal na Bacia de Campos

247 - A Equinor anunciou a conclusão da instalação do trecho de águas rasas do Gasoduto Raia, localizado na Bacia de Campos, conforme informou a companhia em nota oficial publicada em seu site. O avanço marca um passo decisivo no cronograma do empreendimento, que tem início das operações previsto para 2028, após a devida licença do Ibama.
De acordo com a Equinor, a próxima fase será a instalação do trecho terrestre, que se estenderá por cerca de 4 km até se conectar à malha de transporte de gás em Cabiúnas, no município de Macaé. “Demos mais um passo importante na direção do início das operações do Projeto Raia, um dos mais importantes de gás natural em desenvolvimento no país. A conclusão da construção do trecho de águas rasas reforça a capacidade técnica do nosso time que, tendo segurança como prioridade, seguirá agora para as fases restantes: as instalações do trecho terrestre e de águas profundas até o FPSO”, afirmou Pedro Veronesi, gerente do Gasoduto Raia.
<h3>Estrutura e capacidade do projeto</h3>
O Gasoduto Raia é operado pela Equinor, que detém 35% de participação, em parceria com a Repsol Sinopec (35%) e a Petrobras (30%). O empreendimento prevê o escoamento de até 16 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia, além de reservas recuperáveis de óleo e condensado que superam 1 bilhão de barris de óleo equivalente (boe). O FPSO associado ao projeto terá capacidade de processar cerca de 126 mil barris por dia.
<h3>Peso da indústria nacional</h3>
A indústria brasileira desempenha papel central no projeto. Segundo a Equinor, aproximadamente R$ 2 bilhões foram investidos em contrato com a Tenaris, que produziu em Pindamonhangaba (SP) os tubos utilizados no gasoduto, totalizando 20 mil toneladas de aço, sendo mais de 99% fornecido por empresas nacionais.
Além disso, a MODEC constrói três módulos do topside do navio-plataforma no estaleiro SeatriumFELS, em Angra dos Reis (RJ). No escopo submarino, a maior parte das estruturas está em fabricação pela TechnipFMC no Rio de Janeiro. Outras entregas estratégicas ocorrem em estados como Espírito Santo, Minas Gerais, Rio Grande do Sul e Santa Catarina.
<h3>Relevância para a matriz energética</h3>
Integrado ao Novo PAC do governo federal, o Projeto Raia é considerado essencial para a segurança energética do país. A expectativa é que, quando entrar em operação, em 2028, o sistema seja responsável por suprir até 15% da demanda nacional de gás natural.

Brasil

Equinor conclui etapa em águas rasas do Gasoduto Raia

Flávia Albuquerque - Repórter da Agência Brasil
A Pré-Sal Petróleo (Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA) promoveu nesta quinta-feira (26) o 5º Leilão de Petróleo da União, na B3, na capital paulista. As companhias habilitadas para participar disputaram 74,5 milhões de barris de petróleo, com estimativa de arrecadação de R$ 28 bilhões. O leilão foi dividido em sete lotes, referentes aos campos de Mero, Búzios, Itapu e Sépia, da produção da União prevista para 2025 e 2026. As cargas ofertadas tem previsão de carregamento entre julho de 2025 e fevereiro de 2027.
Foram quatro lotes de Mero (três deles com quantidades estimadas de 14 milhões de barris e um de 17,5 milhões de barris), um de Búzios (3,5 milhões de barris), um de Itapu (6,5 milhões de barris) e um de Sépia (5 milhões de barris). Dez empresas fizeram suas propostas: CNOOC, Equinor, ExxonMobil, Galp, Petrobras, PetroChina, PRIO, Refinaria de Mataripe (Acelen), Shell e TotalEnergies.
O primeiro lote do campo de Mero referente à produção de 14 milhões de barris de petróleo do FPSO Guanabara, foi arrematado pela Petrobras, pelo valor de Brent datado menos US$ 1,22/barril. O segundo lote de Mero, também de 14 milhões de barris de petróleo, foi adquirido pelo grupo Galp Energia Brasil/ExxonMobil, por por Brent datado menos US$ 1,35/barril.
O grupo Petrochina Internacional (Brazil) Trading/ Refinaria de Mataripe, a Equinor Brasil Energia arrematou o terceiro lote de Mero, de 14 milhões de barris de petróleo do FPSO Duque de Caxias, com Brent datado menos US$ 1,11/barril. O quarto e último lote do campo de Mero, referente ao FPSO Alexandre de Gusmão, com 15 milhões de barris de petróleo, e ao FPSO Pioneiro de Libra, com 2,5 milhões de barris de petróleo, foi arrematado pela Petrobras no valor de Brent datado menos US$1,54/barril.
O grupo Petrochina Internacional (Brazil) Trading/ Refinaria de Mataripe adquiriu por Brent datado menos US$ 1,14/barril o Lote 5, referente à produção de 3,5 milhões de barris de petróleo do campo de Búzios. O Lote 6, referente à produção de 6,5 milhões de barris de petróleo de campo de Itapu, também foi arrematado pelo grupo Petrochina Internacional (Brazil) Trading/ Refinaria de Mataripe por Brent datado menos US$ 0,65/barril – o melhor resultado do leilão. No último lote da rodada, a Petrobras venceu a disputa do campo de Sépia, que comercializou 5 milhões de barris de petróleo por Brent datado menos US$ 1,69/barril.
<blockquote>“Acreditamos que o petróleo no Brasil ainda terá muito tempo de espaço grande na nossa matriz energética, queremos avançar para novas fronteiras”, disse o Secretário Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, Pietro Mendes.</blockquote>
O Diretor-Presidente da PPSA, Luis Fernando Parolli, ressaltou que o resultado do leilão reforça a maturidade do modelo de comercialização da empresa, a crescente confiança do mercado na PPSA e a melhoria das regras no sentido de estimular a competitividade.
<blockquote>“Nesta edição, ofertamos um volume recorde de petróleo e, como resultado, registramos um recorde de arrecadação. Tivemos um resultado excelente. É mais uma prova do enorme potencial do regime de partilha para gerar valor e riqueza para o Brasil”, afirmou.</blockquote>

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