PIPELINE. Petrobras mantém projeto de Sergipe Águas Profundas de pé em novo plano de negócios. E os planos da companhia para o mercado de gás.
O saldo dos vetos da MP 1304. Petrobras recebe autorização para importar gás da Argentina sem intermediários. Gasmig lança modalidade de venda de gás spot e mais. Confira:
A Petrobras reafirmou, em seu novo plano de negócios 2026-2030 (na íntegra, em .pdf), o compromisso de iniciar as operações do projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP) em 2030.
E sinalizou, com isso, a intenção de colocar o gás natural da principal nova fronteira de produção gasífera do país no mercado na virada da década.
O plano da estatal é avançar nos próximos meses com a aprovação final do investimento de SEAP e, uma vez confirmada a contratação da primeira das duas plataformas do projeto, iniciar a licitação do gasoduto em 2026.
Projetado com capacidade para escoar até 18 milhões de m³/dia, o gasoduto está previsto para entrar em operação em 2030, junto com a plataforma SEAP 2 – que, não se confunda nas nomenclaturas, é a primeira das duas unidades de produção previstas para operar.
“Porque se a gente não comercializar o gás de Sergipe, se ele não for passível de comercialização de uma forma economicamente viável, o projeto de Sergipe Águas Profundas não tem como sobreviver”.
“Então é isso que estamos falando: para Sergipe sobreviver, o gasoduto tem que acontecer”, afirmou a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, nesta sexta (28/11), durante coletiva de imprensa. Assista na íntegra
A segunda plataforma de SEAP, por sua vez, ainda não tem uma data clara de entrada em operação no planejamento da estatal.
A seguir, a gas week faz um giro pelos principais destaques do novo plano de negócios da Petrobras na área de gás natural – o que inclui o plano de retomada nos fertilizantes, a entrada no biometano e mais.
Petrobras mantém SEAP de pé
A manutenção do cronograma da primeira plataforma de Sergipe Águas Profundas para 2030 pode ser interpretada como a principal sinalização da estatal para o mercado de gás no novo plano de negócios, diante da desvalorização dos preços internacionais do petróleo nos últimos meses – e que reforçaram as preocupações quanto à viabilidade do projeto.
A Petrobras dá uma resposta, também, ao governo federal – que acaba de vetar um dispositivo na MP 1304/2025 que corrigia a base de cálculo do pagamento de royalties – em troca da continuidade dos investimentos.
O veto atendeu a um pedido das petroleiras e dos ministérios de Minas e Energia e do Planejamento, contrariando a posição da Fazenda. A preocupação com a viabilidade do projeto de SEAP foi citada explicitamente pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD), nas justificativas do veto.
“Essa emenda [vetada] comprometeria inclusive a exploração de gás e petróleo em Sergipe, fundamental para o desenvolvimento nacional”, disse o ministro na segunda (23/11), durante entrevista ao Roda Viva, da TV Cultura (veja a resposta), a poucos dias da divulgação do novo plano da Petrobras.
Mas o avanço do projeto ainda não é 100% garantido.
SEAP 2, apesar de estar enquadrado na rubrica de investimentos firmes da estatal para o próximo quinquênio, ainda é um projeto não sancionado – e cujo avanço ainda depende dos resultados da licitação da plataforma, que guarda um histórico de frustrações nos últimos anos.
Aqui cabe um breve parênteses sobre o novo planejamento da Petrobras, que a partir deste ano passou a dividir a carteira de projetos em implantação em:
- “base”: projetos com orçamento aprovado, ainda que não estejam sancionados, e que totalizam US$ 81 bilhões;
- e “alvo”: projetos que totalizam US$ 10 bilhões e que terão sua financiabilidade avaliada trimestralmente antes de aprovados, de fato;
SEAP 2 encontra-se no primeiro grupo (com licitação ainda pendente), enquanto SEAP 1 (a segunda plataforma do projeto) está na carteira de projetos que ainda vão disputar recursos.
As reservas em Sergipe foram descobertas no início dos anos 2010. O projeto abrange sete campos declarados comerciais pela Petrobras em dezembro de 2021 — Agulhinha, Agulhinha Oeste, Budião, Budião Noroeste, Budião Sudeste, Cavala e Palombeta.
Desde então, porém, o desenvolvimento de SEAP passou por sucessivos atrasos – e a mais recente desvalorização do petróleo gerou inclusive uma mobilização política do governo de Sergipe pela manutenção do projeto.
Depois de dificuldades para contratar as duas plataformas que vão produzir na região, a Petrobras reabriu a licitação – neste momento, está em fase de negociações com a SBM Offshore, que apresentou as melhores propostas.
A empresa prevê a construção de SEAP 2 no modelo build-operate-transfer (BOT), no qual a contratada fica responsável pela construção, entrega e instalação da unidade, que depois é transferida para a operadora. Nas negociações, há a possibilidade de inclusão de SEAP 1 no pacote, com entrega para entre 2031 e 2032.
Uma vez contratada SEAP 2, abre-se então o caminho para a licitação do gasoduto
Oferta de gás nacional cresce
Com o Rota 3 em operação desde o fim de 2024, a Petrobras espera ampliar gradualmente a oferta de gás na malha integrada dos atuais 49 milhões de m³/dia para 55 milhões de m³/dia em 2026.
(O número inclui o volume de gás de seus parceiros nos projetos também).
Junto com o aumento da oferta, vem os planos da Petrobras de fortalecer sua presença na comercialização. A companhia destaca nesse sentido o lançamento de novos produtos comerciais competitivos; e mapeamento com base de clientes de novas oportunidades de curto, médio e longo prazos.
O próximo grande projeto de gás na carteira é Raia, operado pela Equinor na Bacia de Campos, e previsto para entrar em operação em 2028, quando a oferta ao mercado chegará a 62 milhões de m³/dia.
Raia sustentará a curva crescente de disponibilidade de gás até o fim da década. Em 2030, a previsão da Petrobras é que a oferta de gás chegue a 67 milhões de m³/dia
Uma novidade no plano 2026-2030 é a nova plataforma P-91, em Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. Conhecida também como Búzios 12, ela funcionará como um hub para exportação do gás produzido em Búzios, inclusive pelas outras plataformas do campo que não foram originalmente desenhadas para isso (como Búzios 10).
A nova unidade, prevista para a partir de 2031, terá capacidade para exportar entre 6 milhões e 7 milhões de m³/dia para a costa – mas apenas uma parte disso será, de fato, gás coletado de outras plataformas.
Em outubro, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou uma alteração na Lei de Partilha, que vai permitir a renovação desses contratos por mais 27 anos – o que ajudou a dar mais conforto ao investimento.
Além disso, a estatal prevê a retomada no onshore – em especial com perfurações em Urucu (AM) e na Bahia, onde a companhia planeja 100 perfurações nos próximos cinco anos, com oportunidade para prospecção de gás natural.
Magda, aliás, disse que o Polo Bahia Terra, que em gestões passadas, no governo Bolsonaro, chegou a ser colocado à venda, é, hoje, um ativo lucrativo – e que não há, portanto, planos de se desfazer dele neste momento.
“Enquanto ele persistir lucrativo, ele fica [na carteira de ativos da empresa]. No momento que ele deixar de ser lucrativo, nós vamos fazer outra coisa com ele. Mas, por enquanto, ele está sendo lucrativo”.
Retorno aos fertilizantes e petroquímica
O novo plano estratégico também reforça a intenção da companhia de retomar investimentos em fertilizantes e petroquímica e de construir novas termelétricas dentro de uma estratégia de monetização de seu gás.
Nos fertilizantes, a retomada das unidades existentes (fafens de Sergipe, Bahia e Paraná) consumirá 3,3 milhões m³/dia a partir de 2026.
O diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, afirmou que a retomada da operação dos ativos foi possível graças ao aumento recente da capacidade de processamento de gás – o que ajudou a reduziu o custo de oportunidade do gás para os ativos.
A estatal também espera receber até dezembro deste ano as propostas finais para a construção da UFN 3, em Três Lagoas (MS). O projeto deve entrar em operação em 2029, e não mais em 2028 – Magda disse, no entanto, que o andamento do projeto “está em dia” e que “não está proibido de ser antecipado”.
Com uma capacidade de 3.600 toneladas/dia de ureia e 225 toneladas/dia de amônia, a unidade consumirá mais 2,2 milhões m³/dia de gás.
Em paralelo, a companhia também aposta na indústria de química e petroquímica como estratégia de diversificação de portfólio – e dentro de uma lógica de integração com o parque de refino.
A Petrobras cita, como projetos em estudo para médio e longo prazo, o uso de líquidos de gás natural da UPGN Rota 3, no Complexo Boaventura (RJ), para petroquímica; e oportunidades de integração com o refino como:
• FCC Petroquímico na Reduc (RJ);
• Hidrocarbonetos Leves de Refinaria (HLR) Verde na Recap (SP)
• Maior fornecimento de Propeno na Refap (RS), Repar (PR), Revap (SP), Recap (SP), Replan (SP) e Reduc (RJ);
• e matéria-prima para cadeia do poliéster na Rnest (PE)
No setor elétrico, a companhia mira a recontratação de seu atual parque de geração a gás – são 2,9 GW de potência a ser contratada nos próximos leilões de reserva de capacidade.
Além disso, a empresa espera entrar no LRCAP de março de 2026 com um projeto novo de 400 MW no Complexo Boaventura.
Estreia no biometano a caminho
A Petrobras também se prepara para entrar na produção de biometano e reforçou, com seu novo plano, que a estratégia é fazer isso comprando participações minoritárias em empresas consolidadas do setor.
O plano 2026-2030 prevê investimentos de US$ 1,1 bilhão em biometano e biodiesel no período.
A estatal vê na entrada na produção do biocombustível algumas sinergias com suas operações. Por exemplo: funciona como hedge para suas obrigações com o mandato do biometano.
A companhia se prepara para a aquisição dos CGOBs (o Certificado de Garantia de Origem do Biometano), para cumprir o mandato do biometano a partir de 2026. A estatal será a principal off-taker do mercado.
- Originalmente, a política previa uma meta de redução de emissões de 1% de biometano, percentual que ficou estabelecido em 0,25% para o primeiro ano.
A empresa vê também oportunidades, com o biometano, de reduzir a importação de gás natural liquefeito (GNL); descarbonizar suas atividades; e usar o biometano como insumo para produção de hidrogênio de baixo carbono.
O futuro do gás
Dentro de uma perspectiva de longo prazo, a estatal acredita que a matriz energética brasileira continuará sendo mais renovável do que a matriz global; e que a participação do gás na matriz será mantida em 8% até 2050 – ante os 9% de 2023.
A petroleira prevê um aumento gradual da inserção do gás na matriz energética do setor de transporte pesado nas próximas décadas.
A estatal, no entanto, aposta num crescimento maior do diesel e do coprocessado, em substituição ao diesel – que se manterá predominante no setor.
Entre os veículos leves, por sua vez, a tendência é que os biocombustíveis sejam predominantes.
GÁS NA SEMANA
Vetos da MP 1304. O governo vetou o uso de recursos do Fundo Social para financiar a construção de infraestruturas de gás. Por outro lado, manteve o dispositivo que atribui ao CNPE o poder de definir limites de reinjeção de gás em futuros campos ainda serão leiloados. Veja o saldo dos vetos para o gás
Argentina. Estatal recebeu autorização da ANP para importar gás do país vizinho. O aval permite à estatal trazer gás diretamente do mercado argentino sem agentes intermediários, como ocorreu nos primeiros testes.
- Mais uma importadora: a trader de energia Deal se prepara para entrar na atividade de comercialização de gás e mira oportunidades de importação de países vizinhos.
Mercado secundário. A Gasmig iniciou em novembro uma nova modalidade de comercialização de gás para consumidores industriais no mercado spot. O mecanismo permite que a distribuidora mineira revenda às indústrias volumes de gás de oportunidade adquiridos com descontos no mercado de curto prazo.
Margens no gás. A alta nas margens do setor não significa ineficiência na distribuição de gás canalizado, rebate a Abegás. Estudo encomendado pela associação mostra que o setor de distribuição cresceu com ganhos de eficiência operacional nos últimos dez anos.
- Opinião: Aumentos expressivos e desproporcionais nas margens de distribuição de gás colocam em risco objetivo de redução do custo do insumo, escrevem Sylvie D’Apote, Fernando Montera, André Alves e Daniela Santos, da diretoria Executiva de Gás Natural do IBP.
Biometano. O BNDES aprovou um aporte de R$ 85,8 milhões na Bioo, por meio da BNDESPar. Com a compra de novas ações, a estatal ficará com 19,9% do capital da empresa de biometano. A rodada inclui ainda um investimento adicional da gestora Flying Rivers Capital.
