Petrobras garante três décadas de produção em Sergipe Águas Profundas

A diretoria colegiada da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou, na reunião desta segunda-feira (26/1), o plano de desenvolvimento dos campos em águas profundas em Sergipe (SEAP), após revisão pela Petrobras. Excepcionalmente, a agência também prorrogou o contrato de concessão das áreas antes do início da produção.

O órgão regulador rejeitou a proposta para desenvolver sete áreas distintas e determinou a união dos campos de Agulhinha e Cavala em uma única área, assim como Palombeta e Budião Sudeste em outra área.

A Petrobras tem 60 dias para reenviar os planos com a nova delimitação.

O relator do processo, Pietro Mendes, explicou que os pares de campos são originários do mesmo contrato de concessão e que as informações atuais são insuficientes para comprovar a separação dos reservatórios do ponto de vista geológico.

Também pontuou que os campos compartilharão as mesmas plataformas e os mesmos gasodutos e que o projeto só é economicamente viável pelo somatório dos volumes.

Contratos prorrogados

A ANP também prorrogou os contratos de concessão das áreas, antes mesmo do início da produção. A situação não é usual, mas busca dar mais segurança para o projeto

No caso de SEAP 1, o contrato terá prazo até o fim de 2055.

Em SEAP 2, a concessão se encerra em dezembro de 2057. A previsão inicial era de encerrar ambos os contratos no fim de 2048.

O objetivo, segundo Mendes, é garantir que cada unidade tenha um horizonte produtivo de aproximadamente 25 anos, o que coincide com a vida útil das plataformas e do gasoduto. Justifica, assim, o investimento bilionário.

Com a prorrogação, a ANP estimou um ganho adicional com participações governamentais e tributos de US$ 1,4 bilhão e um incremento de 14,5% na recuperação de óleo e gás.

“É uma oferta bastante significativa, fundamental com o declínio que tem sido observado da Bolívia para o nosso abastecimento de gás”, disse Mendes.

A Petrobras pretende contratar duas plataformas para produzir em SEAP, com capacidade para produzir 120 mil barris de petróleo por dia e 12 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia em cada uma.

É a principal nova fronteira de produção de gás do país.

Ao todo, 10 milhões de m³/dia de gás tratado serão exportados para o continente, por meio de um gasoduto. Nos picos, a exportação total de gás do polo irá superar 15 milhões de m³/dia.

Adiamentos

A Petrobras tentou aprovar o plano de desenvolvimento de SEAP em 2024, mas a ANP entendeu que havia ausência de informações sobre as plataformas, que tiveram os parâmetros revisados depois do fracasso nas tentativas de contratação. 

Também apontou que eram necessárias mais informações sobre a previsão de desenvolvimento de reservatórios já identificados.

A estatal enfrentou dificuldades na licitação das duas plataformas previstas para a região, que estão em contratação desde 2021.

A baixa competitividade das propostas na primeira tentativa de contratação levou a empresa a reformular os projetos e retornar ao mercado com um novo modelo de contrato, o build, operate and transfer (BOT).

No final do ano passado, a companhia conseguiu entrar na etapa de negociação com a SBM Offshore, o que reduziu as incertezas sobre os projetos. A expectativa é concluir esta etapa no primeiro semestre de 2026.

Em dezembro, a Petrobras anunciou a decisão final de investimento para SEAP 2, que será a primeira plataforma a entrar em operação.

O início da produção está previsto para 2030, depois de ser adiado diversas vezes.

A outra plataforma ainda não tem uma previsão clara de entrada em operação; na melhor hipótese, as duas serão construídas em sequência para redução de custos.