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.
Notícias Relacionadas
Mandacaru Energia
ANP aprova prorrogação para início da produção do campo Dó-Ré-Mi, em Sergipe
Agência também acatou pedido para mudar a periodicidade da análise do gás produzido de diária para semanal
Sem bloco de Mogno
ANP aprova inclusão de 17 blocos em minuta de edital do leilão de partilha
Bloco de Mogno ficou de fora do documento, assim como em 2025
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.
