Estatal analisa liquefação de gás no mar e reinjeção nos reservatórios enquanto discute os efeitos do Gas Release. As plataformas seguem em construção, mas a infraestrutura para enviar o gás à costa está sob reavaliação.
A Petrobras estuda mudar a forma de escoar o gás natural do projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), na Bacia de Sergipe-Alagoas.
Em vez de depender exclusivamente de um gasoduto com capacidade projetada de 18 milhões de metros cúbicos por dia, a companhia avalia instalar uma unidade flutuante de liquefação, capaz de preparar o combustível para transporte marítimo.
A possibilidade foi detalhada pela diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Renata Baruzzi, na quarta-feira, 11 de novembro, durante a coletiva sobre os resultados do terceiro trimestre de 2026.
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A estatal também examina a reinjeção do gás nos reservatórios e reduziu o ritmo de outras contratações do empreendimento. Nenhuma substituição do gasoduto foi anunciada como decisão definitiva.
Fábrica flutuante permitiria transportar o gás por navios
A alternativa estudada é conhecida como FLNG, sigla em inglês para uma unidade flutuante de gás natural liquefeito.
Essa instalação recebe o gás produzido no mar, faz seu tratamento e resfriamento e o transforma em líquido, reduzindo drasticamente seu volume.
O produto pode então ser transferido para navios especializados e levado a terminais de outros mercados.
É uma solução diferente do gasoduto previsto para Sergipe, que transportaria o gás em estado gasoso até a costa brasileira.
Caso a Petrobras escolha a liquefação flutuante, a destinação comercial da produção poderá mudar, mas ainda não há definição sobre embarcação, capacidade, investimento ou mercado comprador.
Baruzzi afirmou que a companhia vem estudando a tecnologia em diferentes projetos e considera que o mercado de FLNG evoluiu nos últimos anos.
Para o SEAP, a executiva colocou essa possibilidade ao lado da reinjeção, na qual parte do gás retornaria aos reservatórios em vez de ser vendida.
A reinjeção pode atender a objetivos operacionais dos campos, mas, na avaliação apresentada pela diretora, tem a desvantagem de impedir a comercialização do volume reinjetado.
A comparação entre as opções está concentrada na viabilidade econômica do empreendimento, não apenas na possibilidade técnica de instalar novos equipamentos.
Discussão sobre Gas Release levou Petrobras a rever as contas
A mudança de estratégia está ligada ao debate regulatório sobre o Gas Release, programa que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) desenvolve para reduzir a concentração no mercado de gás natural.
A proposta passou por consulta e audiência públicas em 2026 e prevê mecanismos de oferta de gás a outros agentes, por meio de leilões.
A Petrobras argumenta que a incerteza sobre o alcance dessas regras pode alterar a rentabilidade de seu portfólio.
No caso de Sergipe Águas Profundas, o impacto preocupa porque a exploração dos reservatórios envolve volumes relevantes de petróleo e gás, e a receita com a venda do combustível representa parcela importante do retorno esperado.
Na mesma coletiva, a presidente Magda Chambriard associou a revisão à necessidade de avaliar os riscos comerciais do projeto.
A estatal já havia recuado na preparação da licitação do gasoduto e agora analisa caminhos para aproveitar a produção sem assumir compromissos adicionais antes de esclarecer o cenário regulatório.
Existe, porém, uma divergência entre a avaliação da companhia e a interpretação apresentada pela ANP.
Em reunião de diretoria em 9 de novembro, Pietro Mendes sustentou que o gás de produção própria do SEAP não seria alcançado pelo programa nos termos discutidos e lembrou que mudanças no plano de desenvolvimento aprovado dependem de avaliação regulatória.
P-81 e P-87 continuam em construção, apesar da cautela
A revisão do escoamento não significa paralisação das duas unidades de produção do SEAP.
A Petrobras confirmou que as plataformas P-81 e P-87 continuam em construção pela SBM Offshore, embora tenha desacelerado outras contratações vinculadas ao complexo.
Os contratos foram assinados em maio de 2026. Cada plataforma foi projetada para produzir até 120 mil barris de petróleo por dia.
Juntas, terão capacidade para processar até 22 milhões de metros cúbicos diários de gás, segundo a Petrobras.
Esse número é diferente dos 18 milhões de metros cúbicos por dia previstos para o gasoduto, pois processamento a bordo e escoamento até a costa são etapas distintas.
No planejamento divulgado pela estatal, a P-87, do módulo SEAP II, tem início de produção previsto para 2030. A P-81, ligada ao SEAP I, está prevista para 2031.
Esses marcos são projeções do desenvolvimento dos campos, não datas confirmadas para uma eventual operação de FLNG.
O SEAP também envolve a interligação de 32 poços e, na concepção divulgada em abril, um gasoduto de aproximadamente 134 quilômetros, incluindo trechos no mar e em terra.
A Petrobras estimou investimentos superiores a R$ 60 bilhões para os dois módulos, antes da atual reavaliação da rota de comercialização do gás.
Decisão sobre o gasoduto afeta a oferta futura ao Brasil
A principal consequência de uma eventual mudança seria o destino do gás produzido em águas profundas de Sergipe.
O gasoduto foi concebido para ampliar a oferta do combustível ao mercado brasileiro, com capacidade de transporte de 18 milhões de metros cúbicos por dia.
Já uma unidade FLNG abriria a possibilidade de encaminhar gás liquefeito a diferentes destinos por navio, inclusive fora do país.
Isso não significa que todo o volume planejado seria automaticamente exportado, nem que o Brasil já perdeu essa oferta.
O número de 18 milhões de metros cúbicos por dia descreve a capacidade projetada da infraestrutura de escoamento, e não uma produção disponível atualmente.
Por enquanto, o empreendimento conserva suas duas plataformas contratadas, enquanto a Petrobras compara soluções comerciais e técnicas e acompanha a definição das regras do Gas Release.
A licitação e a configuração final do sistema de escoamento permanecem condicionadas a essas avaliações.
