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

O órgão regulador não aceitou a proposta para desenvolver sete áreas distintas e decidiu unir os campos de Agulhinha e Cavala em uma única área, assim como Palombeta e Budião Sudeste em outra área.

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

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

Também destacou que os campos compartilharão as mesmas plataformas e gasodutos, sendo o projeto economicamente viável apenas pela soma dos volumes.

Contratos prorrogados

A ANP também estendeu os contratos de concessão das áreas antes mesmo do início da produção. Embora não seja comum, essa ação busca garantir mais segurança para o projeto.

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

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

O objetivo, segundo Mendes, é assegurar que cada unidade tenha um horizonte produtivo de cerca de 25 anos, que coincide com a vida útil das plataformas e dos gasodutos. Isso justifica o investimento bilionário.

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

“É uma oferta bastante significativa, crucial diante do declínio observado na Bolívia para nosso abastecimento de gás”, afirmou Mendes.

A Petrobras planeja 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.

Essa 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 momentos de pico, a exportação total de gás do polo ultrapassará 15 milhões de m³/dia.

Adiamentos

A Petrobras tentou aprovar o plano de desenvolvimento de SEAP em 2024, mas a ANP considerou que havia falta de informações sobre as plataformas, cujos parâmetros foram revisados após o fracasso nas tentativas de contratação.

Também apontou a necessidade de mais informações sobre a previsão de desenvolvimento de reservatórios já identificados.

A estatal enfrentou dificuldades na licitação das duas plataformas planejadas para a região, em processo de 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 avançou para a etapa de negociação com a SBM Offshore, reduzindo as incertezas sobre os projetos. A expectativa é concluir essa etapa no primeiro semestre de 2026.

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

O início da produção está programado para 2030, após vários adiamentos.

A outra plataforma ainda não tem uma previsão clara de início de operação; na melhor das hipóteses, ambas serão construídas em sequência para redução de custos.

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