Ana Luísa Egues, da Agência iNFRA
A Petrobras avalia duas alternativas para o projeto Seap (Sergipe Águas Profundas) em meio às discussões sobre o programa de desconcentração do mercado de gás natural, o Gas Release. De acordo com a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da companhia, Renata Baruzzi, uma das alternativas é injetar o gás, enquanto a outra seria a implantação de um FLNG (Floating Liquefied Natural Gas, na sigla em inglês), que realiza o processo de liquefação do gás.
“Injetar o gás é ruim, porque a gente perde a monetização. Já a outra alternativa é colocar um FLNG para liquefazer esse gás e transportá-lo para um outro mercado. Estamos estudando várias alternativas para ver o que é mais economicamente viável”, explicou a diretora em entrevista à imprensa para divulgação dos resultados do terceiro trimestre de 2026, nesta quarta-feira (11).
Segundo Renata, as plataformas de Seap – no caso, Seap I (P-81) e Seap II (P-87) – estão sendo construídas pela SBM Offshore, mas a companhia “deu uma segurada” nas demais contratações do projeto tendo em vista os debates acerca do Gas Release. “Queremos avaliar como que o programa impacta o nosso portfólio, e por isso estamos aguardando as discussões. Em paralelo, estamos vendo como a gente mitiga eventuais impactos do Gas Release nos nossos projetos. Mas a construção das plataformas segue em andamento”, disse a diretora.
De acordo com a presidente da estatal, Magda Chambriard, como os reservatórios do projeto contemplam um volume substancial de gás, a rentabilidade do projeto pode ser comprometida. “Os reservatórios que estarão produzindo para Seap I e para Seap II são metade óleo e metade gás. Se fossem só óleo, estava tranquilo. Mas existe uma parcela muito relevante da receita oriunda dos reservatórios de gás. É isso que nos faz pedir a avaliação, da nossa área de riscos, sobre os riscos inerentes a tal incerteza”, afirmou a CEO.
Seap
A Petrobras avalia que o projeto Sergipe Águas Profundas é estratégico para ampliar a disponibilidade do gás nacional, além de abrir uma nova fronteira de produção na região Nordeste, considerando o potencial de ofertar até 18 milhões de m³/dia de gás via gasoduto.
Além do duto, o projeto contempla dois FPSOs: P-87, com capacidade para produzir 120 mil bpd (barris por dia) de óleo e processar doze milhões de m³/dia de gás, e P-81, com capacidade para produzir 120 mil bpd de óleo e processar dez milhões de m³/dia de gás. O início da produção das unidades está previsto para 2030 e 2031, respectivamente.
O contrato com a SBM foi assinado em maio deste ano na modalidade BOT (Build, Operate and Transfer). A Petrobras será a proprietária das unidades, enquanto a SBM será responsável pelo projeto, construção e montagem, além da operação e manutenção dos dois FPSOs por um período inicial de 6,5 anos.
