Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA*
Integrantes do governo federal, da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) e executivos do setor de óleo e gás ouvidos pela Agência iNFRA não acreditam que a Petrobras recue na execução do projeto Seap (Sergipe Águas Profundas) – com grande potencial gasífero – por conta de eventual avanço no programa de desconcentração do mercado de gás natural no Brasil, o chamado Gas Release. As primeiras deliberações sobre o assunto na diretoria da ANP estão na pauta da reunião desta sexta-feira (7).
A leitura geral é que o projeto de Seap chegou a um “ponto de não retorno”, com a decisão final de investimento (FID, na sigla em inglês) tomada em meados de abril, e a assinatura dos contratos de construção dos dois FPSOs (P-81 e P-87) junto à SBM Offshore no fim de maio. A estimativa de investimentos totaliza mais de R$ 60 bilhões. Licitações que integram o projeto, como a de equipamentos da parte “subsea” (submarina) também estariam igualmente avançadas.
Seap é o maior projeto em início de execução da Petrobras. Considerado estratégico pelo governo, tem previsão de ampliar em até 18 milhões de metros cúbicos de gás por dia a oferta nacional do produto ao mercado interno, com entregas crescentes a partir de 2031.
Cabo de guerra
A depender da abrangência da proposta de regulamentação da ANP, o programa de desconcentração previsto na Nova Lei do Gás (14.134/2021) pode reduzir a rentabilidade do projeto. Por exemplo, pode determinar que o agente dominante (Petrobras) fique totalmente impedido de comprar a produção de outras empresas na boca do poço. Dessa forma, obriga-o a vender parte do gás que controla para outros comercializadores e consumidores por meio de leilões com preço mínimo inicial, quantidade e duração a serem definidos pela agência. Isso, argumenta a Petrobras, tende a prejudicar a viabilidade financeira de projetos como Seap, que teve as receitas estimadas sob regramento e curva de preço interno vigentes.
O objetivo do governo com o programa é reduzir a concentração do mercado de gás natural, ainda dominado pela Petrobras. A iniciativa se soma a outras ações para reduzir o preço da molécula, como viabilizar os leilões de gás da União.
ANP sob pressão
Nesta sexta, os cinco diretores da ANP vão deliberar sobre a aprovação de AIR (Análise de Impacto Regulatório) e realização de audiência e consulta públicas relativas à minuta do Gas Release. Segundo apurou a Agência iNFRA, apesar das pressões da Petrobras, o processo relatado pelo diretor Pietro Mendes seguirá na pauta.
Votações e posições pregressas indicam que, ao menos nesta etapa, a agência forme maioria para aprovar os procedimentos que abrem a discussão social, antes da tomada de decisão final. Tendem a votar favoravelmente Mendes, Symone Araújo, Fernando Moura e Daniel Maia.
Pelo perfil conciliador, não está descartado que o diretor-geral da ANP, Artur Watt, peça vista do processo para dar tempo à modulação da proposta da área técnica, na linha do que já fez em processos anteriores igualmente sensíveis à Petrobras.
Resistência da Petrobras
A Petrobras faz oposição aberta às medidas centrais do programa e outras, como a limitação da importação de gás de outros países, que poderá constar no rol de determinações da ANP ao fim do processo regulatório. Com a aproximação do início das discussões na agência, a estatal promove verdadeira cruzada contra o programa na opinião pública, com uma série de artigos de opinião e declarações públicas de executivos.
A mais aguda, da diretora de Exploração e Produção da estatal, Sylvia Anjos, veio na semana passada, durante a Sergipe Oil & Gas. Ela falou sobre possíveis atrasos no cronograma de Seap e ameaças à viabilidade financeira do gasoduto de escoamento do projeto, cuja contratação estava prevista para este ano. Em seguida, a agência de notícias Reuters informou que os estudos de implementação do gasoduto teriam sido suspensos em função das incertezas relacionadas ao Gas Release.
Gasoduto em xeque
Um alto executivo da Petrobras confirmou a informação à Agência iNFRA, mas esclareceu que apenas o trecho em terra do gasoduto, de 23 quilômetros, está sendo reavaliado. A licitação da parte submarina do empreendimento, de 111 quilômetros, no modelo EPCI (contratação da engenharia, aquisição, construção e instalação) já estaria em andamento.
Segundo o interlocutor, a companhia não parou completamente os trabalhos relativos à etapa de escoamento do gás, mas aguarda a nova regulamentação da ANP para medir seus impactos sobre a parte referente às infraestruturas. A companhia entende que o Gas Release pode trazer novas definições sobre o acesso de terceiros a esses gasodutos, o que também vem sendo tratado pela ANP em processo específico. Fontes de mercado afirmam que investimento no trecho em terra do gasoduto deve girar na faixa dos R$ 500 milhões, variando conforme o nível de competição da licitação.
“Criou-se um risco que não existia, e agora estamos aguardando essa regulamentação. Não estamos parados. Estamos avaliando os possíveis impactos disso no projeto”, diz o executivo da Petrobras. “O custo [do projeto] está garantido, esse não muda. Mas existia uma expectativa de retorno que está ameaçada. Então temos que voltar para a prancheta para ver no que impacta. A princípio, vai impactar sim. Inviabiliza? Ainda não sabemos. É o que precisamos entender para seguir em frente”, continua.
Ceticismo
Fontes de mercado, do governo e ANP são céticas às sinalizações da Petrobras e apontam “jogo de pressões”. “Essa história toda [suspensão do gasoduto e rumores de recuo] justamente agora é conversa fiada. Não acho que vá acontecer, inclusive porque isso envolveria multas altíssimas previstas em contratos já assinados. Fora a presença de sócios nos projetos [Seap I e II]. Não é tão simples”, afirmou um ex-diretor-geral da ANP à Agência iNFRA.
A Petrobras tem como sócias duas empresas indianas, a IBV, que tem 40% de Seap I (campos de Agulhinha, Agulhinha Oeste e Palombeta), e a ONGC, que tem 25% de Seap II (campos de Budião, Budião Noroeste e Palombeta), ambos na Bacia de Sergipe-Alagoas. Os blocos em que estão localizados os campos ficam a cerca de 80 quilômetros do continente, de frente para Aracaju (SE).
A fonte reconhece, no entanto, que as bases financeiras do projeto são “desafiadoras e sensíveis”, por se tratar de um projeto essencialmente de gás e nem tanto de petróleo, mais atrativo. No auge, Seap vai produzir 240 mil barris de óleo por dia, uma fração da produção de um campo gigante do pré-sal, como Mero ou Búzios. “Não é um projeto brilhante do ponto de vista financeiro. Tem 20 anos que descobriram essas reservas e vai sair, em boa medida, por pressão política. Agora não existe muito espaço para voltar atrás.”
A opinião é compartilhada por outras fontes próximas ao governo e do setor privado. “Acho impossível desistirem [do gasoduto] com os contratos dos FPSOs assinados. Se não tiver o gasoduto completo, vão fazer o que com esse gás?”, questiona um segundo interlocutor.
“Seap está muito adiantado para ser paralisado ou modificado. Além do mais, eles [Petrobras] vão precisar do gás de Sergipe para compensar a queda da curva de produção do pré-sal na próxima década. Tudo isso é parte de uma narrativa da Petrobras para frear o Gas Release”, afirma uma terceira pessoa com acesso às discussões.
Um dos ouvidos recorda que, para além do Gas Release, a Petrobras também tem feito oposição a outro processo, sobre o acesso de terceiros às infraestruturas essenciais de gás, gasodutos e UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural) em terra – essas instalações não existirão em Seap porque o gás será tratado e processado diretamente dentro dos FPSOs. “Quando um projeto de lei quase deu ao CNPE [Conselho Nacional de Política Energética] a atribuição de definir as tarifas de acesso a infraestruturas essenciais de gás, foi a mesma coisa. Ameaçaram interromper Seap”, lembra.
Exportação como alternativa
Outra frente de pressão seriam rumores de que a Petrobras estuda investir em unidades flutuantes de liquefação de gás natural para exportação do produto na forma líquida. A história também surge como alternativa estudada para o caso de a estatal ser forçada a vender parte de sua produção a concorrentes privados.
Uma fonte da Petrobras, no entanto, afirma que essa possibilidade estaria restrita ao projeto de gás da companhia na Colômbia, onde duas descobertas recentes poderiam dobrar a capacidade de produção no médio prazo, gerando excedente propício à exportação. No setor de óleo e gás, entretanto, isso é encarado como mais um fator de pressão sobre o projeto de Seap. A leitura de uma ala do governo é que eventual mudança no projeto implicaria a submissão de um novo Plano de Desenvolvimento à ANP, que, na prática, poderia acabar vetando a reorientação da produção nacional para o exterior.
Para agentes de mercado, embora seja tecnicamente viável, a instalação de uma unidade flutuante de liquefação em alto mar não teria viabilidade financeira. “Isso resolveria o problema do monopolista [Petrobras], evitando inundar o mercado com mais gás e afundar o preço da própria molécula no mercado nacional, o que afetaria suas outras operações. Mas também exigiria da Petrobras precificar esse gás a no máximo US$ 3 por milhão de BTU no início do processo para acomodar custos de liquefação e colocá-lo a preços competitivos no mercado internacional”, diz um executivo de gás.
Ele diz que, apesar da evolução da tecnologia, ainda é difícil competir com projetos de liquefação em terra ou ancorados em mares abrigados, como existem nos Estados Unidos e começam a surgir em países como a Argentina.
*Colaborou: Lais Carregosa
