A Petrobras confirmou um pacote de R$ 72,5 bilhões em investimentos em Sergipe, o maior já feito pela estatal no estado, com a meta de torná-lo o maior produtor de petróleo do Nordeste. Do total, R$ 60 bilhões estão reservados para um único projeto: o Sergipe Águas Profundas, também conhecido pela sigla SEAP. Segundo dados da própria companhia, o aporte tem potencial de gerar cerca de 28 mil empregos diretos e indiretos, e a presidente da estatal, Magda Chambriard, voltou a comentar o andamento desses projetos no balanço trimestral mais recente.

O SEAP é um projeto de extração de petróleo e gás natural em águas ultraprofundas, a mais de 2,5 mil metros na costa sergipana, hoje a maior aposta da companhia fora do pré-sal. Mas o pacote não se resume a ele: R$ 12,5 bilhões estão reservados para o descomissionamento de 26 plataformas antigas em águas rasas do estado, processo que se estende até 2035, e a retomada da fábrica de fertilizantes nitrogenados Fafen-SE também entra no anúncio, sem orçamento divulgado.

O empreendimento vai usar duas plataformas do tipo FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), navios que produzem, armazenam e transferem petróleo no mar. Quando os dois módulos estiverem em plena operação, a capacidade poderá chegar a 240 mil barris de petróleo por dia e ao processamento de 22 milhões de metros cúbicos diários de gás natural. O cronograma prevê o primeiro óleo em 2030 e a chegada do gás à costa em 2031, com o módulo SEAP II (plataforma P-87) entrando em operação antes do SEAP I (P-81). Uma inversão pouco intuitiva na numeração, mas confirmada pela Petrobras.

A dimensão do salto é expressiva em escala estadual: o novo patamar de produção seria quase cinco vezes o pico histórico já registrado por Sergipe. Para Edmilson Moutinho dos Santos, professor do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (IEE-USP) e doutor em Economia da Energia, essa produção colocaria o SEAP em um patamar equivalente ao de um país mediano entre os produtores de petróleo da América do Sul, favorecido pela qualidade do óleo leve extraído na bacia.

No contexto da Petrobras, porém, o SEAP não é páreo para o pré-sal: 82% do petróleo do Brasil vem de lá, bacia mais produtiva. Chambriard já reconheceu isso publicamente, meses antes do anúncio do pacote, ao afirmar que a aposta em Sergipe “também não tem o porte que a gente precisa para repor as reservas brasileiras”. Para Moutinho dos Santos, o projeto funciona como uma diversificação geográfica secundária: reduz a dependência da produção do Sudeste e abre uma nova fonte de gás doméstico, sem tirar do pré-sal o centro da estratégia.

O desafio de transformar gás em economia

Apesar da escala, petróleo e gás natural seguem lógicas de monetização diferentes, segundo o especialista da USP. “O petróleo do SEAP encontra compradores; o gás precisa encontrar, ou criar, uma economia consumidora”, resume. Isso exige um gasoduto de escoamento de cerca de 134 quilômetros, a maior parte submarino, conectando o SEAP à malha da TAG (Transportadora Associada de Gás, operadora dos principais gasodutos do Nordeste).

A companhia projeta, com essa infraestrutura, dobrar a participação da região na oferta nacional de gás, de 16% para 31% até 2035. Moutinho dos Santos aponta um problema circular por trás dela: “não há gasoduto sem demanda firme e não surgem novas indústrias sem garantia de infraestrutura e preço competitivo”. Para o professor, bancos públicos como o BNDES podem reduzir o custo de capital dessas obras, desde que o financiamento não socialize o risco de uma demanda ainda inexistente.

Além do desafio de atrair demanda para o gasoduto, a Petrobras enfrenta um risco regulatório alheio ao SEAP. A Agência Nacional do Petróleo (ANP) avalia, em consulta pública até 28 de setembro, um programa batizado de gas release, que obrigaria a estatal a leiloar para outras empresas parte do volume que compra de terceiros e revende, hoje quase todo concentrado nela. A regra não toca na produção do próprio projeto, mas a simples chance de mudança já bastou para suspender os estudos da obra, orçada em US$ 1 bilhão à parte dos R$ 72,5 bilhões do pacote. A diretoria decidiu reavaliar o formato de escoamento, incluindo liquefazê-lo perto da plataforma para driblar novas regras.

No balanço trimestral, Chambriard reforçou: “não somos uma ONG, somos uma empresa, e empresa tem que dar lucro”. Fontes do governo federal e do setor, no entanto, avaliam que a ameaça pesa mais no discurso do que na prática, dado o volume já comprometido no projeto. Para Moutinho dos Santos, esse impasse é um dos motivos pelos quais o calendário do gás é mais frágil do que o do petróleo. “2030 é uma meta possível para o primeiro óleo, mas com pouca margem para novos contratempos”, pondera.

Um novo ciclo, ou a repetição de um padrão antigo?

Sergipe já viveu ciclos petrolíferos nas décadas de 1970 e 1980, sem que o boom gerasse, na avaliação do especialista, desenvolvimento estrutural duradouro. Questionada sobre esse padrão, a Secretaria de Comunicação do Governo de Sergipe afirmou que a gestão atual busca usar o gás extraído como impulso à cadeia produtiva local, não apenas exportá-lo. O governo cita o Programa Sergipano de Desenvolvimento Industrial, voltado a descentralizar os benefícios econômicos para além do litoral e de Laranjeiras, onde a Petrobras concentra suas operações no estado, com incentivos fiscais, e projeta, a partir da operação das plataformas, mais R$ 60 bilhões em arrecadação de tributos estaduais, uma coincidência de valores com o investimento no SEAP.

O professor reconhece que os ciclos anteriores deixaram um legado, como mão de obra técnica e universidades, mas o considera incompleto: a economia sergipana permaneceu dependente das decisões de investimento da Petrobras, e a retração do setor a partir de 2015 mostrou que boa parte da cadeia local não tinha autonomia para competir em outros mercados. Para reverter esse padrão, ele defende quatro frentes: qualificar fornecedores locais, aplicar os royalties em educação e infraestrutura, usar o gás para atrair indústria e prepará-la para uma economia de baixo carbono. Seu alerta é sobre o tempo: se esse planejamento for deixado para depois que o gás chegar à costa, “provavelmente será tarde demais”. Procurada, a Petrobras não se manifestou.