A Petrobras avalia, nesse momento, se realmente vale a pena tirar do papel o projeto de produção em águas profundas de Sergipe, o SEAP. O negócio é muito bem quisto dentro da empresa, por conta da estimativa de extração de um elevado volume de gás, mas falta convicção na sua viabilidade econômica, segundo fontes ouvidas pelo PetróleoHoje. O resultado da licitação de afretamento de dois FPSOs dedicados ao ativo vai ser o fiel da balança.
Por se tratar de um projeto de gás, SEAP é mais sensível economicamente, num cenário de aquecimento do mercado fornecedor de bens e serviços. A própria Petrobras tem uma parcela de responsabilidade na ebulição desse mercado, por conta das 11 plataformas em seu radar de contratação. Pesa também a alta demanda na Guiana.
Outro ponto avaliado pela equipe técnica da estatal é a lacuna entre as cotações de petróleo e de gás. Há anos elas vêm se descolando. O ritmo de crescimento do Brent é maior. Isso é um problema para os negócios de gás, já que todos os custos com a cadeia fornecedora são baseados na movimentação do mercado de petróleo.
O Brasil, no entanto, depende do gás de Sergipe, entre outros projetos, para garantir a sua autossuficiência. “Sem esse projeto, vamos continuar importando gás, dependendo do GNL para atender à demanda firme. Um possível adiamento [de SEAP] também pode ter impacto sobre o preço do gás no Brasil”, afirmou Edmar Almeida, professor e pesquisador do Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC).
Ele aposta, porém, na expertise da Petrobras em águas profundas e no conhecimento acumulado na aquisição de equipamentos. O especialista ressalta também a decisão da Equinor e da estatal de investir US$ 9 bilhões para extrair gás do bloco BM-C-33, na Bacia de Campos, um valor audacioso e, ainda assim, viável.
Menos otimista, Luciano Losekann, professor da UFF, acredita que “o sentimento de otimismo com Sergipe se reverteu com os problemas recentes da Unigel”. Em sua opinião, o programa Gás para Empregar tem o desafio de garantir atratividade ao gás. Operadora de duas fábricas de fertilizantes, em Sergipe e Bahia, a Unigel reclama do preço do gás, utilizado como insumo que, segundo a empresa, está inviabilizando o seu negócio.
Se todos os ativos de produção de gás forem colocados em prática, em 2032, o Brasil poderá chegar a uma oferta de 88 milhões de m³/dia, no melhor cenário, de acordo com estudo do IEPUC. Apenas em Sergipe podem ser produzidos 15 milhões de m³/dia. A demanda firme nacional, em contrapartida, é estimada em pouco mais de 60 milhões de m³/dia, podendo chegar a 138 milhões de m³/dia considerando também a demanda flexível.
Contratação
A Petrobras está com licitações abertas de afretamento dos FPSOs SEAP 1 e SEAP 2. O resultado das concorrências será decisivo para a empresa avançar com o projeto, segundo fontes ouvidas pelo PetróleoHoje.
As unidades serão conectadas a sete campos – Budião (parceria da Petrobras com a ONGC), Budião Noroeste, Budião Sudeste, Palombeta, Agulhinha e Cavala. Essas duas últimas áreas são operadas pela estatal em sociedade com a IBV. As capacidades de produção de cada uma das plataformas serão de 120 mil bpd de petróleo e de 10 milhões de m³/dia e 12 milhões de m³/dia de gás natural, respectivamente.
Nessas concorrências, caso as melhores propostas partam de uma única empresa para os dois FPSOs, o vencedor poderá desistir de um deles. O mesmo vale se a empresa também for a escolhida para afretar o FPSO que está sendo contratado para o campo de Albacora, na Bacia de Campos. Isso demonstra o quanto a Petrobras está ciente do aquecimento do mercado e busca alternativas para isso.
Fonte: Revista Brasil Energia