Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
A diretoria colegiada da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) aprovou parcialmente, nesta segunda-feira (26), os planos de desenvolvimento do projeto Sergipe Águas Profundas, da Petrobras, na Bacia de Sergipe-Alagoas. Houve, ainda, a prorrogação dos dois contratos de concessão por sete e nove anos, com vencimento atualizado para 31 de dezembro de 2055 e 2057, a fim de dirimir os efeitos da demora na licitação de FPSO (navios-plataforma) e nas aprovações da agência reguladora sobre a viabilidade econômica do projeto.
Como as previsões de início da produção dos FPSO Seap 2 e Seap 1 são, respectivamente, 2030 e 2032, os prazos anteriores das concessões resultariam em horizontes produtivos de apenas 16 e 18 anos para as plataformas, bem abaixo da sua vida útil prevista de 25 anos. Não à toa a ampliação das concessões coincide, agora, com esse tempo de 25 anos.
“Uma análise técnica demonstra ganhos significativos com a prorrogação adicional de US$ 1,4 bilhão em participações governamentais e tributos, além do incremento de 14,5% na recuperação de hidrocarbonetos, correspondente a 170 milhões de boe (barris de óleo equivalente) adicionais”, justificou o diretor relator Pietro Mendes.
Ele disse ainda que Seap é “estratégico” para a política energética nacional, estando alinhado com toda a legislação criada nos últimos anos para a ampliação do abastecimento do mercado nacional com molécula e substituição de fontes declinantes, como a produção boliviana. Ele lembrou que a previsão consolidada de envio de gás natural de Seap para o país nos anos de pico de produção é de 15 milhões de metros cúbicos por dia, volume considerado relevante.
Redefinição de áreas
A ressalva ficou por conta da delimitação das áreas a serem desenvolvidas, que deverão ser revistas em prazo de 60 dias, conforme proposto pelo diretor relator e aprovado por unanimidade pelo colegiado da agência. Das sete áreas propostas pela Petrobras, a área técnica da ANP concluiu que duas delas devem ser reunidas a outras áreas, reduzindo o número total de áreas do projeto a cinco.
São elas: Cavala, que deverá ser reunida com Agulhinha, cujo nome prevalecerá na nova delimitação de campo, e Budião-Sudeste, que deverá ser reunida com Palombeta, cujo nome também prevalecerá. Assim sendo, as cinco áreas avalizadas pela ANP para Seap serão os campos: Agulhinha, Palombeta, Agulhinha-Oeste, Budião e Budião-Noroeste.
A reunião ou não de áreas é um ponto de atrito comum entre a ANP e as petroleiras porque quanto maior for a área em questão, maior é a progressão da parte em participações especiais à União.
A este respeito, Pietro evocou uma série de critérios para basear a decisão. Primeiro, citou o critério contratual: “Agulhinha e Cavala originam-se do mesmo contrato de concessão, assim como Palombeta e Budião Sudeste, abarcadas no mesmo contrato”, disse.
Depois, evocou o critério geológico, argumentando que as informações obtidas até o momento “não asseguram separação definitiva entre as áreas em questão”. “Há múltiplos reservatórios com grande incerteza quanto aos seus limites. As informações a serem obtidas com novas perfurações de poços, reprocessamentos sísmicos e avaliação dos ‘upsides’ deverão fornecer dados para a delimitação das acumulações de modo que, atualmente, não é possível atestar as separações propostas”, continuou o diretor.
No mais, para reforçar a interpretação da ANP, ele deu um argumento econômico, ao lembrar que as áreas Agulhinha e Cavala compartilharão o mesmo FPSO – Seap 1 – e o mesmo gasoduto de gás natural, o que também vale para as outras duas áreas em escrutínio (Palombeta e Budião-Sudeste). “O projeto Seap é único, com dois FPSOs interligados ao mesmo gasoduto de exportação de gás, viabilizado economicamente pelo somatório dos volumes das múltiplas acumulações”, disse Pietro Mendes.
